Оценки методом Б.Ф. Сазонова

Таблица 10.1.9

Результаты гидродинамических исследований на добывающих скважинах Ново-Елховского месторождения

Номер сква­жины	Глубина кровли (мощность перфо­рации), м	Дебит жидкости, т/сут (% обводнен­ности)	До обработки	После обработки
Призабойная зона	Удаленная зона	Призабойная зона	Удаленная зона
до обра­ботки	после об­работки	Гидропро-водность, мкм^см/ (мПа-с)	Проница­емость, Ю^мкм2	Гидропро-водность, мкм^см/ (мПа-с)	Проница­емость, 1(Г3 мкм2	Гидропро-водность, мкм^см/ (мПа-с)	Проница­емость, 1(Г3 мкм2	Гидропро-водность, мкм^см/ (мПа-с)	Проница­емость, Ю^мкм2
6264 7270 4325 2644 620а	1189(11) 1161(2,8) 1806(2,6) 1792 (9,0) 1691 (4,0)	7,1 (47) 1,0(35) 0,9(15) 3,7 (22) 2,8 (30)	9,2 (8,0) 4,6 (95) 2,7 (14,8) 3,6 (17) 5,8 (50)	2,43 0,32 0,61 0,65 0,60	50,59 32,69 10,22 3,15 6,53	0,51 0,06 0,09 0,11 0,16	10,62 6,13 1,51 0,53 1,74	4,96 2,2 1,08 1Д 0,95	103,26 224,7 18,1 5,32 10,34	0,96 1,51 0,21 0,27 0,45	19,99 154,24 3,52 1,31 4,90

Продолжение табл. 10.1.9

Номер сква­жины	Глубина кровли (мощность перфора­ции), м	Дебит жидкости, т/сут (% обводнен­ности)	До обработки	После обработки
Призабойная зона	Удаленная зона	Призабойная зона	Удаленная зона
до обра­ботки	после об­работки	Пьезо-провод-ность, см2/с	Коэффици­ент продук­тивности, 1(Г2т/ (сутмПа)	Пьезо-провод-ность, см2/с	Коэффици­ент продук­тивности, 1(Г2т/ (сутмПа)	Пьезо-провод-ность, см2/с	Коэффици­ент продук­тивности, 1(Г2т/ (сутмПа)	Пьезо-провод-ность, см2/с	Коэффици­ент продук­тивности, 1(Г2т/ (сутмПа)
6264 7270 4325 2644 620а	1189(11) 1161(2,8) 1806(2,6) 1792 (9,0) 1691 (4,0)	7,1 (47) 1,0(35) 0,9(15) 3,7 (22) 2,8 (30)	9,2 (8,0) 4,6 (95) 2,7 (14,8) 3,6 (17) 5,8 (50)	101,1 50,0 84,2 26,6 56,6	0,221 0,029 0,045 0,056 0,046	20,6 9,3 12,6 4,4 15,0	-	194,2 388,6 148,9 44,1 96,4	0,383 0,182 0,077 0,083 0,071	37,0 262,7 29,4 10,6 45,8	-

Гидропроводность Проницаемость Пьезопроводность

Рис. 10.1.11. Диаграмма фильтрационных характеристик призабойной зоны добы­вающей скв. 7270 (пласт С] ) по данным гидродинамических исследо­ваний до и после комплексной виброволновой обработки:

/-до обработки, призабойная зона; Я-до обработки, удаленная зона; III- после обработки, призабойная зона; IV— после обработки, удаленная зона

казал, что на конец 1999 г. эффект продолжался у 52 % добы­вающих и 65 % нагнетательных скважин и для определения предельных границ эффекта обработок требуется дальнейшее наблюдение.

Отдельно следует выделить результаты работ, полученные на скважинах, вскрывающих карбонатные пласты турнейского яруса, поскольку повышение эффективности разработки со­держащих большие запасы нефти карбонатных пластов место­рождений Татарстана и других регионов имеет приоритетное значение.

На этом фонде скважин особенно проявляется слабость су­ществующих традиционных технологий повышения продук­тивности скважин, в частности солянокислотных обработок.

Результаты обработок оказались весьма успешными, от­дельные скважины после воздействия стали изливать. Про­должительность эффекта по большинству обработанных сква­жин превысила 2 года. Дополнительная добыча за 1997-1999 гг. составила 31 658 т, из них по 22 обработанным в 1997-1998 гг. скважинам - 23 564 т, т.е. в среднем по 1070 т на скважину, причем по 19 скважинам эффект продолжается.

Хорошие результаты получены по пластам бобриковского горизонта: в среднем дополнительная добыча составила по 885

т на одну скважину, при этом 50 % обработанных в 1997-1998 гг. скважин функционируют в настоящее время с повышенны­ми дебитами.

В целом наиболее высокая эффективность достигнута в карбонатных порово-трещиноватых коллекторах турнейского яруса. Несколько меньшая эффективность характерна для тер-ригенных пластов пашийского и кыновского (тиманского) го­ризонтов верхнего девона. Последними в этом ряду идут обра­ботки в сильно неоднородных, глинистых, часто углистых песчано-алевролитовых отложениях бобриковского горизонта визейского яруса.

В настоящее время работы по использованию технологий ВДХВ и ВПВ в АО "Татнефть" продолжаются на Ново-Елховском и Ромашкинском месторождениях с объемом вне­дрения примерно 100 скважино-операций в год.

Казахстан

Впериод 1998-1999 гг. в АО "Актобемунайгаз" производи­лись опытно-промысловые работы с целью адаптации техно­логии ВДХВ к осложненным геолого-промысловым условиям нагнетательных и добывающих скважин месторождения Жа-нажол. Работы проводились на скважинах, вскрывающих глу-бокозалегающие, неоднородные, низкопроницаемые карбо­натные пласты. Коллекторы сложены известняками, доломи­тами и их переходными разностями, имеют значительную не­однородность. Тип коллекторов порово-кавернозно-трещиноватый. Месторождение разрабатывается с применени­ем различных систем поддержания пластового давления за­воднением, осуществляется закачка воды в газовую шапку. Освоение скважин под нагнетание воды традиционными мето­дами встречает большие осложнения. Из-за недокомпенсации отбора нефти закачкой воды пластовые давления стали близки к давлению насыщения, и технологические скважинные опе­рации здесь осложняются из-за высокого газового фактора и прорыва газа из газовой шапки. Насущная необходимость применения технологий очистки ПЗП обусловлена тем, что в условиях пониженных коллекторских свойств при загрязнении ПЗП добывающие скважины перестают фонтанировать, а пе­ревод на насосную добычу осложнен глубиной и весьма боль­шим содержанием сероводорода.

Таблица 10.1.10 Результаты обработок в АО "Актобемунайгаз" нагнетательных сква-

Жин

Номер сква­жины	Место­рожде­ние, пласт	Дата обра­ботки	Интервал перфорации, м	До обработки	После обработ­ки	Продол­житель­ность эффек-та,мес
Рзак, МПа	м7сут	МПа	Р' лг/сут
2317 2126 2353	Жана-жол, „bash Тоже п п п Жана- „т жол, Сг	11.97 г. 11.97 г. 10.99 г. 08.99 г. 01.2000 г. 12.99 г.	3714-3735 3688-3695 3532-3756 3533-3610 3552-3799 3578-3654 3703-3760	16,0 9,5 22,0 19,5 15,0 15,0	140 170 120 30 241	14,0 6,0 14,0 15,0 14,0 7,0	450 650 700 360 530	12 Продол­жается Тоже

Таблица 10.1.11 Результаты обработок в АО "Актобемунайгаз" добывающих скважин

				Дебит скважины, т/сут
Номер	Место-	Дата об-	Интервал	(% воды)	Продолжи-
сква-	рождение,	работки	перфорации,	до обработ-	после	тельность
жины	пласт		м	ки	обработки	эффекта, мес
	Жанажол,	03.98 г.	2817-2822
	„т <-2		2830-2832	(без воды)	(без воды)
			2842-2847
	Тоже	12.97 г.	2850-2880	1(20)	5(30)	1 (прорыв
						газа)

Результаты обработок нагнетательных и добывающих скважин приведены соответственно в табл. 10.1.10 и 10.1.11.

Обработки по технологии ВДХВ осуществлялись в сложных условиях из-за больших толщин пластов и необходимости по-интервальной обработки с большим числом точек воздействия. В результате проведенных мероприятий приемистость сква­жин существенно увеличилась.

Учитывая положительные результаты опытно-промысло­вых работ по повышению продуктивности скважин, а также изоляции газо- и водопритоков, на месторождении Жанажол с целью улучшения показателей его разработки осуществляется дальнейшее использование различных виб-

Таблица 10.1.12 Результаты обработок в АО "Укрнефть" добывающих скважин

Номер				Пластовое	До обработки	После обработки	Дополнительная
сква-	Месторождение,	Дата обра-	Интервал перфо-	давление,					добыча нефти на
жины	пласт	ботки	рации, м	МПа	Дебит	%воды	Дебит	%воды	01.11.98 г., т
					нефти		нефти
	Мало-Девицкое, С8+9,	28.05.97 г.	2804,0-2807,0	22,4	11,0	3,0	14,0	0,0	400,0
	В15 "свод"		2822,0-2829,0
			2909,0-2913,0
	Мало-Девицкое,	19.10.97 г.	2931,0-2938,7	18,0	1,0	85,0	1,0	0,0	220,0
	В17н
	Богдановское, М3+4	09.06.97 г.	2085,0-2093,0	17,7	2,4	17,0	17,2	26,0	4140,0
	Богдановское, М3+4	26.01.98 г.	2085,0-2090,0	14,6	1,7	42,0	2,8	65,0	88,0
	Богдановское,	16.07.98 г.	2129,0-2132,0	16,5	3,2	8,6	4,8	15,0	171,0
	МЛЬ МЛ2		2081,0-2087,0
			1958,0-1964,0
			1943,0-1949,0
			1905,0-1908,0
			1899,0-1902,0

роволновых технологий. Кроме того, планируется внедрение технологий ВДХВ и ВПВ на месторождении Узень и др.

Украина

Работы по внедрению технологий ВДХВ и ВПВ в АО "Укр-
нефть" с 1997 г. проводятся на Мало-Девицком, Богдановском,
Биткив-Бочинском и Перекопском месторождениях НГДУ
"Черниговнефтегаз", "Надворнаянефтегаз", "Ах-

тырканефтегаз". На Мало-Девицком нефтяном месторождении обработано семь добывающих и нагнетательных скважин, вскрывающих продуктивные горизонты В17н, С₈+₉, В₁₅ "свод", М₃+4 башкирского, серпуховского ярусов; на Богдановском -скважины с продуктивными горизонтами М₃+4 московского яруса.

Результаты работ представлены в табл. 10.1.12 и 10.1.13.

В результате проведенных технологических мероприятий ВДХВ по всем добывающим скважинам произошли су­щественное снижение обводненности продукции и увеличение дебита по нефти. По скв. 46 длительность эффекта составила 12 мес, а по остальным скважинам по состоянию на 01.11.98 г. эффект продолжается. По обработанным нагнетательным скважинам получено заметное увеличение приемистости.

Работы по внедрению на Украине технологии ВДХВ сдер­живались из-за острого дефицита насосных агрегатов типа 4АН-700. В связи с появлением новых генераторов колебаний типа ГД2В ожидается в 2000 г. значительное увеличение объ­ема обработок скважин.