Результаты опытно-промысловых

РАБОТ И ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ

ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

И ДРУГИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

С ПРИМЕНЕНИЕМ ВИБРОВОЛНОВОГО

ВОЗДЕЙСТВИЯ

Рассмотренные в гл. 9 технологии успешно прошли промы­словые испытания в период 1986-1999 гг., и основные из них эффективно внедряются в различных геолого-физических ус­ловиях нефтепромысловых регионов России, в том числе в За­падной Сибири, Пермской области, Башкортостана и Татар­стане, а также на Украине и в Казахстане. Начаты работы по использованию технологии ВДХВ и на месторождениях Феде­ративной Республики Германия и Южной Америки (Республи­ка Перу).

В европейской части России и на Украине работы прово­дятся на нефтяных месторождениях, коллекторы которых отно­сятся к отложениям верхнего девона (песчано-алевролитовые пласты пашийского и кыновского (тиманского) горизонтов), карбона (терригенные пласты визейского яруса, карбонаты турнейского, башкирского и московского ярусов) и нижней перми (карбонаты сакмарского и артинского ярусов). В Запад­ной Сибири воздействию подвергались песчано-алевролитовые пласты верхней юры и нижнего мела. В Казах­стане на месторождении Жанажол работы ведутся как в ниж­ней карбонатной толще (КТ-П) поздневизейско-каширского возраста, так и в позднеподольско-среднегжельской верхней карбонатной толще (KT-I).

Всего обработано более 700 добывающих и нагнетательных скважин. За счет проведенных скважинных мероприятий

Таблица 10.1 Результаты ОПР и внедрения технологий

Регион, нефтедобывающее	Сроки ОПР и	Число сква-	Из них чис­ло лобы-	Дополнитель-	Дополнитель-	Успеш-	Продолжи-
предприятие	внедрения,	жино- опе-	ДЯ1ЛТ1 1 Ы V	ная закачка	ная добыча	ность,	тельность эф-
	годы	раций	net Н II11^И л скважин	воды, тыс. м	нефти, тыс. т	%	фекта, мес
Республика Башкортостан, АНК "Бапшефть" Западная Сибирь, АО "Пурнефтегаз"	1986-1999						6-18
				Нет данных		8-12
Западная Сибирь, АО "Кондпет-	1989-1995						8-20
ролеум"
Западная Сибирь, АО "Урайнеф-	1991-1992				Нет данных		6-12
тегаз"
Западная Сибирь, АО "Сургутнеф-				Нет данных	Нет данных		10-15
тегаз"
Западная Сибирь, АО "Юганскнеф-	1991-1995						8-15 и более
тегаз"
АО "Оренбургнефтегаз"	1994-1995			Нет данных	Нет данных		8-12
Республика Татарстан, АО "Тат­нефть" ОАО "Лукойл-Пермьнефтегаз",	1995-1999						8-15 и более
1995-1999			Нет данных	Нет данных		10-15
ЗАО "Лукойл-Пермьнефть"
Украина, ОАО "Укрнефть"	1997-1999			Нет данных	>5		12 и более
Казахстан, АО "Актобемунайгаз"	1997-1999						6-12

дополнительно добыто более 500 тыс. т нефти, закачано более 20 млн м³ воды. Успешность обработок в среднем составила 80 %. Продолжительность эффекта - от 6 до 18 мес и более. На нагнетательных скважинах достигнуто повышение профи­лей приемистости на 20-60 %, а по целому ряду скважин до 80-100 %, что привело к увеличению охвата пластов заводне­нием и повышению нефтеот- дачи.

Сводные результаты опытно-промысловых работ и внедре­ния технологий в России и СНГ приведены в табл. 10.1.

Основной представленный здесь объем работ осуществлен с применением технологии ВДХВ. Результаты по отдельным технологиям подробнее изложены в следующих разделах гл. 10. В табл. 10.2 представлены результаты применения техно­логии ВПВ на горизонтальных скважинах и вторых стволах действующих добывающих скважин.

До 1990 г. обработки в основном проводились с использо­ванием генератора типа ГВЗ-108, затем типа ГЖ, а в настоя­щее время, начиная с 1999 г., с использованием генераторов типа ГД2В. Наибольшее число скважин обработано в Башкор­тостане и Татарстане.

Положительные результаты получены в отложениях всех возрастов и на большинстве типов коллекторов независимо от нефтяного региона. Относительная эффективность вибровол­нового воздействия, которая оценивается не по абсолютному увеличению дебита, а по кратности его приращения, оказалась выше для неоднородных пластов и пластов, представленных разделенными глинами пропластками. Наибольшая эффектив­ность, по сравнению с другими типами коллекторов, была дос­тигнута в порово-трещиноватых карбонатных коллекторах турнейского яруса.

На продолжительность эффекта большое влияние оказы­вают нефтенасыщенность пласта, наличие подстилающей воды или газовой шапки, а также режим эксплуатации сква­жин. Определяющее влияние на последующую после обра­ботки работу добывающих скважин оказывают свойства пла­ста и происходящие в нем процессы, например, несмотря на достигнутую после обработки очистку ПЗП, она со временем может вновь заблокироваться образующейся водонефтяной эмульсией при пониженной нефтенасыщенности и высоком содержании погребенной пластовой воды.

Таблица 10.2