Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Теоретические и экспериментальные исследования по повышению продуктивности разведочных и добывающих скважин на месторождениях природных углеводородов Саратовского Поволжья

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Теоретические и экспериментальные исследования по повышению продуктивности разведочных и добывающих скважин на месторождениях природных углеводородов Саратовского Поволжья"

На правах рукописи

Калинин Вячеслав Федорович

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ ПРОДУКТИВНОСТИ РАЗВЕДОЧНЫХ И ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПРИРОДНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ САРАТОВСКОГО ПОВОЛЖЬЯ

Специальность 25.00.12 геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Саратов 2004

Работа выполнена в Саратовском Государственном Университете им. Н.Г.Чернышевского

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор

Кононов Юрий Сергеевич (г.Саратов, НВНИИГГ), доктор геолого-минералогических наук, профессор Топорков Владимир.Георгиевич. (г.Тверь, Научно-производственный Центр "Тверьгеофизика"), доктор геолого-минералогических наук, профессор Сиднее Александр Валентинович (г.Уфа, Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет)

Ведущее предприятие - Федеральное Государственное Унитарное

Геологическое Предприятие «Нижневолжскгеология»

Защита состоится «» (Х- ^-р _2004 г. в Часов 30 минут на

заседании диссертационного Совета Д.212.243.08 Саратовского Государственного Университета им. Н.Г.Чернышевского по адресу: 410026, г.Саратов, ул.Московская 155, 1 корпус, геологический факультет, аудитория 53.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Саратовского государственного университета им.Н.Г.Чернышевского.

Автореферат разослан .Дй^ЖД/ 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, доктор геолого-минералогических наук

Кулёва Г. В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Повышение продуктивности разведочных и добывающих скважин при их заканчивании является одной из самых актуальных проблем поддержания высокого уровня добычи нефти и газа, обеспечения высокой эжффективности и информативности поисково-разведочного бурения.

Эта проблема тем более актуальна в настоящее время в связи со снижением объемов бурения скважин и темпов добычи нефти и газа.

Характерной особенностью геолого-разведочных работ на нефть и газ в Саратовском Поволжье является высокая стоимость строительства скважин (свыше 30 млн.руб.), низкая эффективность их освоения, большие затраты времени и средств на их испытание, достигающие 15-30% и более от общих затрат на строительство скважины.

Это обусловлено как низкими коллекторскими свойствами пластов, так и низкой эффективностью технологии их вскрытия и освоения.

Существенным резервом повышения эффективности и качества испытания скважин является оптимизация технико-технологических процессов на всех этапах заканчивания скважин, начиная от первичного вскрытия продук-тивных пластов, выбора конструкции забоя скважин, технологии вторичного вскрытия пластов, режима вызова притока из пласта (величины депрессии на пласт, скорости ее создания и продолжительности ее воздействия) и интенсификации притоков нефти и газа.

Расчеты показывают, что при оптимальных режимах заканчивания скважин, обеспечивающих сохранение естественной проницаемости пласта в призабойной зоне, возможно увеличить производительность скважин на 40-60% и более при одновременном снижении продолжительности освоения скважин на 15-20% и более.

В результате сокращается количество «сухих» пластов, исключаются во многих случаях дорогостоящие работы по интенсификации притоков нефти и газа, повышается эффективность освоения скважин.

Цель работы. Разработка и внедрение теоретических основ и оптимальных технологических режимов реализации потенциальной продуктивности скважин при их заканчивании в зависимости от геолого-физических особенностей строения пласта.

Основные задачи работы.

1. Теоретические и экспериментальные исследования факторов, влияющих на эффективность реализации потенциальной продуктивности скважин.

2. Разработка техники и технологии для повышения продуктивности скважин.

3. Разработка критериев выбора режимов вскрытия пласта и освоения скважин, обеспечивающих оптимальные условия для повышения продуктивности скважин.

4. Практическая реализация научно-методических разработок.

Научная новизна. Научная новизна исследования состоит в том, что впервые:

1) комплексно рассмотрено влияние всей совокупности воздействия технико-технологических и геолого-физических факторов при заканчивании скважин на эффективность реализации потенциальной продуктивности скважин;

2) разработаны теоретические основы реализации потенциальной продуктивности скважин в различных геолого-физических условиях;

3) математически сформулирована и решена оптимизационная задача о выборе режима вскрытия пласта, конструкция забоя скважин и ее освоения для реализации потенциальной продуктивности скважин;

4) теоретически и экспериментально исследован механизм изменения фильтрационно-емкостной характеристики пласта в призабойной зоне при заканчивании скважин в различных геолого-физических условиях;

5) теоретически исследовано влияние литолого-физических и физико-механических свойств пласта на состояние гидродинамической связи пласта со скважиной;

6) теоретически и экспериментально исследовано влияние геолого-физических свойств пласта и залежи на выбор оптимальной конструкции забоя скважин, обусловливающей реализацию ее потенциальной продуктивности;

-57) теоретически и экспериментально исследовано влияние геолого-физических параметров пласта на выбор оптимального режима вторичного вскрытия, обеспечивающего реализацию потенциальной продуктивности скважин;

8) теоретически и экспериментально исследовано влияние геолого-физических параметров пласта на выбор оптимального режима вызова притока из пласта, обеспечивающего восстановление естественной проницаемости пласта в призабойной зоне;

9) теоретически и экспериментально исследовано влияние геолого-физических параметров пласта на выбор оптимальных методов интенсификации притоков нефти и газа из пласта, обеспечивающих реализацию потенциальной продуктивности скважин;

10) разработан и внедрен при освоении скважин способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатных пластов в скважинах с нарушенной гидродинамической связью с пластом;

11) разработана методика выбора оптимального режима кислотной обработки карбонатных пластов;

12) разработан и внедрен кавитационный смеситель для приготовления технологических жидкостей для освоения скважин и интенсификации притоков нефти и газа;

13) разработана методика выбора оптимального типа бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта исходя из его геолого-физической характеристики;

14) разработана методика выбора оптимального режима вызова притока из пласта (величины депрессии на пласт, скорости ее создания и продолжительности воздействия исходя из его геолого-физической характеристики;

15) разработан вибрационный способ возбуждения пласта, обеспечивающий интенсивное восстановление естественной проницаемости призабойной зоны пласта в скважинах с ухудшенной гидродинамической связью с пластом;

16) разработана методика выбора оптимального режима виброобработки пласта при освоении скважин исходя из его геолого-физической характеристики;

-617) разработана методика прогноза ориентации трещин гидроразрыва пласта с закреплением трещин песком при освоении скважин.

18) разработана методика выбора оптимального режима глинокислотной обработки терригенных коллекторов.

Основные защищаемые положения

1. Критерий оптимизации, принципы выбора и математическая модель принятия решения при выборе оптимального режима реализации потенциальной продуктивности скважин при их заканчивании в различных геолого-физических условиях.

2. Методика выбора оптимального типа бурового раствора и технологических параметров при вскрытии пласта по данным лабораторных исследований.

3. Методический подход к выбору оптимальной конструкции забоя'скважины при их заканчивании в различных геолого-физических условиях.

4. Методика выбора оптимального режима вторичного вскрытия пласта, обеспечивающего максимальное гидродинамическое совершенство скважин при их освоении.

5. Методика выбора оптимального режима вызова притока из пласта при освоении скважин, обеспечивающего максимальную реализацию их потенциальной продуктивности.

6. Методика выбора оптимальной технологии интенсификации притоков нефти и газа при заканчивании скважин в различных геолого-физических условиях.

Практическая ценность. Разработана система комплексного учета влияния геолого-физических и технологических факторов при заканчивании скважин на фильтрационную характеристику призабойной зоны, позволяющая оптимизировать режим вскрытия пласта, выбор конструкции забоя скважин, режимы их освоения и интенсификации притоков нефти и газа.

Разработана техника и технология освоения скважин'физико-химическими методами воздействия на призабойную зону пласта в различных геолого-физических условиях.

Определены пути реализации потенциальной продуктивности скважин, разработаны научно-методические основы и технико-технологические приемы проведения работ по сохранению, восстановлению и увеличению естественной проницаемости пласта в призабойной зоне при заканчивании скважин.

Сформулированы основные требования к выбору режима первичного и вторичного вскрытия пласта, конструкции забоя скважины, вызова притока из пласта и интенсификации притоков нефти и газа, обеспечивающих максимальную реализацию потенциальной продуктивности скважин в различных геолого-физических условиях.

Реализация результатов работ в промышленности осуществлялась путем включения основных разработок диссертационной работы в регламенты на испытание скважин? на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз», а также включения в типовые технологические проекты на * строительство скважин на площадях Саратовского Поволжья.

Апробация работы. Основные материалы диссертации доложены и обсуждены на Всесоюзных и Республиканских совещаниях по заканчиванию скважин (г.Туапсе 1978-1979 г., 1991-1995 г., г.Краснодар 1980-1981, 1983 г., г.Дивноморск 1984-19881989 г.г., г.Геленджик 1996 г., г.Радужный 1998 г.) 2-ой Всесоюзный научно-технической конференции «Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин» Ивано-Франковск, 1988 г., секциях научно-технического совета Конструкторского бюро ПО ..«Саратовнефтегаз» 1976-1998 г., Научного Управления ОАО «Саратовнефтегаз» 1999-2001 г., научно-технических совещаниях предприятий бурения и добычи нефти и газа ОАО «Саратовнефтегаз» 1976-2000 г., Саратовском НТЦ филиала ОАО «Сиданко» 2001-2002 г., на расширенном заседании кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых СГУ им.Н.Г.Чернышевского 1996-2002 г.

Публикации. Основные положения диссертации изложены в 54 опубликованных и 20 фондовых работах.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов и списка литературы, включающего 297 наименований, отечественных и зарубежных авторов и изложена на 605 стр. машинописного текста, включающего 71 таблицу и 103 рисунка.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе выполнен анализ результатов исследования влияния режимов вскрытия пласта и перфорации, вызова притока из пласта, конструкции забоя скважин и методов стимулирования притоков нефти и газа при освоении скважин на степень реализации потенциальной продуктивности скважин, рассмотрена практика заканчивания скважин на месторождениях России и за рубежом и методы оценки состояния призабойной зоны пласта, качества и эффективности освоения скважин.

Теоретическими, экспериментальными и промысловыми исследованиями Ф.С.Абдулина, З.САлиева, В.А.Амияна, М.О.Ашрафьяна, Ю.А.Балакирова, Г.И.Баренблатта, К.С.Басниева, А.Е.Белова, З.Ф.Брайгера, Ю.Г.Бро, А.И.Булатова, Ю.В.Вадецкого, И.Н.Гайворонского, А.Т.Горбунова, Г.Г.Денисова, В.М.Добрынина, Ю.П.Желтова, С.Н.Закирова, Г.А.Зотова, .М.Карпова, Ю.П.Коротаева, И.В.Кривоно-сова, А.Л.Литвинова, Л.М.Марморштейна, У.Д.Мамаджанова, М.Р.Мавлютова, А.Р.Марина, Б.П.Минеева, Н.Н.Михай-лова, Б.Д.Панова, С.А.Рябоконя, Ю.В.Семенова, В.А.Сидоровского, Г.Д.Су-хоносова, М.Г.Усманова, П.С.Шмелева, А.И.Шир-ковского, Р.СЯремийчука, А.М.Ясашина и др. по изучению влияния технико-технологических приемов заканчивания скважин в различных геолого-физических условиях на эффективность и качество их освоения в основном установлено дифференциальное влияние режима первичного и вторичного вскрытия пласта, конструкции забоя скважины, вызова притока из пласта (величины, продолжительности и скорости создания депрессии на пласт), и методов стимулирования притоков нефти и газа на степень гидродинамического совершенства скважин в условиях развития в

призабойной зоне сложным образом взаимосвязанных деформационных, физико-химических и др процессов

Однако, большинство полученных результатов исследований по влиянию режимов вскрытия пластов и освоения скважин и интенсификации притоков нефти и газа на состояние призабойной зоны пласта носит констатационный, а в отдельных случаях противоречивый характер, что затрудняет их применение на практике.

Сравнительно малое количество теоретических разработок и экспериментальных исследований влияния режима заканчивания скважин на эффективность их освоения в различных геологических и технологических условиях вызвало необходимость постановки задачи оптимизации режима заканчивания скважин на нефтегазоносных площадях Саратовского Поволжья и проведения теоретических и экспериментальных исследований по прогнозированию гидродинамического совершенства скважин в зависимости от литолого-физической и термобарической характеристики пласта и технико-технологических приемов вскрытия пласта и освоения скважин и стимулирования притоков нефти и газа.

Задача оптимизации режима обеспечения максимальной продуктивности скважин при их заканчивании состоит в выборе в соответствии с количественным критерием наиболее эффективных решений из множества допустимых вариаций (типа бурового раствора и перфорационной среды, типа перфоратора и плотности перфорации, величины репрессии и депрессии на пласт, продолжительности воздействия, конструкции забоя скважины и технико-технологических приемов интенсификации притоков нефти и газа из пласта), при которых достигается максимальное значение величины параметра ОП (отношение продуктивностей), характеризующего степень гидродинамического совершенства скважин.

В качестве количественного критерия оптимизации, определяющего сравнение эффективности рассматриваемых технологических режимов заканчивания скважин принята величина параметра ОП скважин,- являющегося технико-экономическим показателем, характеризующим эффективность реализации

потенциальной продуктивности скважин при их заканчивают, и, в конечном счете, количество дополнительно добытой продукции из пласта при осуществлении выбранного варианта заканчивания скважин, обеспечивающего достижение максимальной величины параметра ОП.

Параметр ОП по целому ряду признаков удовлетворяет основным требованиям задачи оптимизации,- а именно:

1. параметр ОП в количественной форме характеризует эффективность того или иного варианта технологического режима заканчивания скважин;

2. параметр ОП характеризует основную цель« заканчивания скважин -достижение максимальной ее продуктивности;

3. параметр ОП чувствителен к вариациям управляющих воздействий (т.е. к величине репрессии и депрессии на пласт, продолжительности их воздействия, конструкции забоя скважин, типа перфорации; плотности перфорационной среды, плотности перфорации, методу интенсификации притоков нефти и газа из пласта) определяющих режим заканчивания скважин;

4. параметр ОП является экономическим показателем, поскольку характеризует ожидаемое количество добываемой продукции при эксплуатации скважины.

Параметр ОП скважины, отражая ее потенциальные добывные возможности в

виде

позволяет вместе с тем оценить из соотношения

ДфД1=яг(ОП2-ОП1)Ле; (2)

количество дополнительно добытой продукции из скважины Aq за определенный период времени At за счет применения наилучшего режима заканчивания скважины, обеспечивающего рост величины параметра ОП с ОП1ДО ОП2.

Математической моделью принятия решения при выборе оптимального режима заканчивания скважин принята зависимость обеспечения максимальной

продуктивности скважин за, счет повышения гидродинамического совершенства скважины на каждом из этапов осуществления процесса ее заканчивания от вскрытия пласта в процессе бурения скважины до ее освоения, т.е.

(3)

Выбор оптимального режима обеспечения максимальной продуктивности скважин при их заканчивании производится с помощью алгоритма и проходит на трех иерархических уровнях:

на первом - оцениваются пределы допустимых вариаций конструкции забоя скважины, типов бурового и цементного раствора и перфорационной жидкости, типа перфорации и типа перфоратора, плотности перфорации, величины репрессии и депрессии на пласт и продолжительности их воздействия, скорости создания депрессии на пласт и метода интенсификации притоков нефти и газа;

на втором уровне в соответствии с геолого-физической и термобарической характеристикой пласта и физико-химическими свойствами пластового флюида осуществляется поиск (выбор) наилучших режимов заканчивания скважин, обеспечивающих максимальные величины параметра ОП с учетом технико-технологических ограничений и;

на третьем уровне, используя критерий оптимизации (параметр ОП), окончательно выбирается наиболее эффективный режим реализации потенциальной продуктивности скважин при их заканчивании из числа отобранных, которые обеспечивают получение максимальной дополнительно добытой продукции из пласта за счет повышения продуктивности скважин при минимуме затрат на реализацию процесса.

При этом задача выбора режима заканчивания скважин состоит в определении максимально допустимых типов буровых растворов, величины репрессии и депрессии на пласт, продолжительности их действия, типа перфорации и перфораторов, плотности перфорации и типа перфорационной среды, конструкции забоя скважины, метода интенсификации и технологии его осуществления в условиях действующих ограничений.

Выбор оптимального режима заканчивания скважин сводится в общем случае к поиску максимального значения критерия оптимизации при наличии ограничений указанных видов.

Вторая глава посвящена теоретическим и экспериментальным исследованиям по оптимизации режима первичного вскрытия продуктивных пластов, определению в соответствии с литолого-физической и фильтрационно-емкостной характеристикой пласта наиболее эффективных из множества допустимых значений величины репрессии на пласт, продолжительности ее воздействия, типа бурового раствора и его физико-химических свойств, при которых достигается максимальная величина параметра ОП.

Показано, что выбор оптимального режима вскрытия пласта в процессе бурения скважин базируется на:

1. прогнозе видов осложнений, развивающихся в призабойной зоне пласта в связи с проникновением в пласт бурового раствора и его фильтрата;

2. оценке масштабов их влияния на изменение проницаемости породы пласта в призабойной зоне пласта;

3. выборе на этой основе оптимальных типов буровых растворов, предотвращающих или сводящих до минимума возможность возникновения в ПЗП интенсивных негативных процессов, снижающих ее фильтрационную характеристику.

Предложено, прогноз видов осложнений и масштабов их проявления в ПЗП производить на основе литолого-физической и фильтрационно-емкостной характеристики пласта и физико-химических свойств пластовых флюидов исходя из схемы развития осложнений в ПЗП, аналитических и графических зависимостей, количественно отражающих степень снижения проницаемости коллектора при развитии того или иного вида осложнения.

На основании дифференциальной оценки влияния различных видов осложнений, развивающихся в призабойной зоне пласта, определяется суммарное влияние всех видов осложнений на изменение проницаемости породы в ПЗП по формуле

где РгРг Рз-.-. Рп - соответственно коэффициенты восстановления проницаемости породы, отражающие влияние кольматации пласта, набухания глинистой фазы коллектора и т.д. на изменение его проницаемости.

Суммарная величина параметра ОП (отношение продуктивностей) скважины, учитывающая влияние всех видов осложнений, развивающихся в ПЗП, определяется из соотношения

где соответственно радиус-контура питания пласта и радиус скважины;

- соответственно радиус зоны кольматации, радиус зоны набухания глинистой фазы коллектора, радиус проявления других видов осложнений, развивающихся в ПЗП.

Решение задачи о выборе оптимального типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» было получено нами на основании результатов экспериментальных исследований на модели пласта с помощью усовершенствованной нами в соответствии с задачами исследования установки УИПК-1М

Методика проведения и обработки экспериментальных исследований по определению максимально допустимой кольматации коллекторов буровыми растворами в различных геолого-физических условиях пласта предусматривала определение величины коэффициента восстановления проницаемости породы и глубину проникновения кольматанта в породу пласта при величинах репрессий на пласт в пределах и продолжительности ее воздействия в пределах

1-24,0 часов.

На основании выполненных на модели пласта с помощью установки УИПК-1М экспериментальных исследований кольматирующего влияния 5 типов буровых растворов на водной основе и 2 типов бурового раствора на углеводородной основе

установлено, что величина коэффициента восстановления проницаемости породы и глубина проникновения кольматанта в породу определяется типом коллектора и его проницаемостью, типом бурового раствора, его плотностью, составом и реологи-ескими' параметрами, величиной репрессии на пласт и продолжительностью ее воздействия.

Выявлено, что степень кольматирующего влияния буровых растворов на снижение проницаемости поровых коллекторов возрастает на 14-15% по мере уве-ичения репрессии на пласт с и возрастания продол-

ительности ее воздействия с Т=20 часов до Т=168 часов.

Степень кольматирующего влияния глинистых растворов на снижение прони-аемости трещинных коллекторов в 6,0-10 раз выше, чем поровых коллекторов даже при минимальных величинах репрессий на пласт.

Аналогичные закономерности наблюдаются и при применении растворов.на нефтяной основе .типа гудронобитумной эмульсии и обратной эмульсии на основе ИБР для вскрытия поровых и трещинных коллекторов.

Степень снижения проницаемости трещинных коллекторов при воздействии РНО в 2,0 раза выше, чем влияние глинистых растворов.

Установлено, что в поровых коллекторах причвоздействии РНО образующийся внутренний весьма тонкий кольматационный слой толщиной до мм, примы-

кающий непосредственно к границе контакта бурового раствора с породой, снижает естественную проницаемость пласта в раз и более.

Получены выражения и построены графические зависимости, отражающие влияние глинистости коллектора коэффициента набухания глинистой фазы коллектора Кг, плотности глин р и пористости породы m на - степень. снижения проницаемости коллектора

где к, к' -соответственно проницаемость глинистого коллектора до набухания его

глинистой фазы и после набухания;

-15т, т' - соответственно пористость глинистого коллектора до набухания его глинистой фазы и после набухания;

(7)

где п - радиус проникновения фильтрата бурового раствора в ПЗП в процессе

вскрытия продуктивного пласта при бурении скважины.

Показано, что в условиях набухания глинистой фазы коллектора под воздей-твием глинистых растворов промышленные притоки.нефти и,газа при освоении скважин на Некрасовской, Осиновской, Сплавнухинской и др. площадях ОАО «Саратовнефтегаз» удавалось получить лишь при изменении технологии вскрытия продуктивных пластов путем применения буровых растворов на нефтяной основе, либо применяя методы интенсификации притоков нефти и газа ГПП, ГРП и др.).

Выявлено, что проникновение фильтрата глинистого раствора в ПЗП. сопровождается ее гидрофилизацией, резким снижением фазовых проницаемостей; образованием водонефтяной эмульсии, выпадением нерастворимых осадков в ПЗП вследствие физико-химической несовместимости фильтрата глинистого раствора и пластовой связанной воды, изменением величины капиллярных давлений в ПЗП, изменением смачиваемости породы и величины поверхностного натяжения на границе раздела фаз, развитием диффузионных и осмотических процессов.

Образование гидрофобной эмульсии, отличающейся повышенной вязкостью в 2,5-3,0 раза и более по сравнению с нефтью и размерами глобул до 1 мкм и более является одной из основных причин значительного снижения проницаемости породы при ее гидрофилизации.

Показано, что образование гидрофобной эмульсии можно предупредить путем предотвращения адсорбции асфальтено-смолистых веществ на разделе нефть-вода, проводя обработку глинистых растворов ПАВ (ОП-10, СНС и др.).

Результаты выполненных нами экспериментальных исследований на модели пласта с помощью установки УИПК-1М по изучению влияния гидрофилизации

коллекторов на изменение их нефтепроницаемости ~и изучению влияния ПАВ типа ОП-4 на восстановление их нефтепроницаемости, а также результаты промысловых исследований по освоению скважин на Октябрьской, Мечеткинской и др. площадях ОАО «Саратовнефтегаз» подтверждают факт значительного повышения нефтепро-ицаемости коллекторов в 1,3-1,5 раз и более при применении ПАВ для обработки буровых растворов.

Вместе с тем выявлено, что степень восстановления нефтепроницаемости породы возрастает в 1,3-2,0 раза и более по мере увеличения скоростей фильтрации пластового флюида в ПЗП в 10*20 раз и более.

Результаты выполненных нами экспериментальных исследований на установке УИПК-1М на керновом материале и опыт промысловых работ на скважинах в основном подтверждают факт значительного снижения проницаемости коллектора на30-35%и болеевследствие его гидрофилизации фильтратом глинистого раствора.

В то же время применение неутяжеленных растворов на нефтяной основе типа ГБЭ или ОЭ на основе ИБР приводит к снижению начальной водонасыщенности породы-коллектора на 1,6-2,2%, обеспечивая таким образом более высокую на 1420% степень сохранения их проницаемости по сравнению с влиянием фильтрата глинистых растворов:

Результаты выполненных нами промысловых работ по вскрытию продуктивных пластов в процессе бурения скважин на Сплавнухинской и Краснокутской площадях с применением ГБЭ и ОЭ на основе ИБР показали, что производительность их возросла в 1,5-15,0 раз по сравнению со скважинами, пробуренными в тех же условиях, но с применением глинистых растворов.

На основе теоретических исследований и экспериментальных работ на кер-новом'материале и опыта работ по, вскрытию пластов и освоению скважин с применением различных типов буровых растворов (хлоркальциевые глинистые растворы, растворы с добавлением УЩР и др.)показано, что объем образующихся нерастворимых химических осадков в ПЗП при

взаимодействии фильтратов буровых растворов со связанной водой приводит к

снижению проницаемости породы-коллектора на 2-5% в зависимости от концентрации в них солей.

В соответствии с разработанной нами методикой в работе представлено решение задачи о выборе наиболее эффективного типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения скважин исходя из литолого-физических свойств породы-коллектора.

Показано, что в одинаковых геолого-технических условиях вскрытия пласта масштабы развития выявленных видов осложнений и их влияние на снижение проницаемости породы-коллектора в ПЗП неодинаково при применении разных типов буровых растворов.

Определено, в частности, что применение полимерглинистых буровых растворов позволяет повысить величину параметра ОП скважин в 1,86 раза по сравнению с глинистым раствором, обработанным УЩР.

На основании лабораторных исследований на модели пласта и опытно-промышленных работ на скважинах установлено, что:

- при вскрытии низкопроницаемых терригенных коллекторов оптимальными типами буровых растворов являются растворы на нефтяной основе и минерализованные (хлоркальциевые) буровые растворы, исключающие набухание глинистой фазы коллектора и гидрофилизацию ПЗП;

- при вскрытии среднепроницаемых терригенных коллекторов целесообразно применять полимерглинистые растворы, обеспечивающие достаточно высокую, степень сохранения естественной проницаемости пласта в широком диапазоне репрессий на пласт и продолжительности их действия;

- при вскрытии высокопроницаемых терригенных коллекторов»в диапазоне -небольших величин репрессий на пласт до ДРр=1,0-г2,5 МПа достаточно эффективными буровыми растворами являются полимерглинистые растворы с низким содержанием твердой фазы; при высоких репрессиях на пласт ДРр=2,5-;-10,0 МПа

. целесообразно применять буррвые растворы с кислоторастворимой твердой фазой

типа полимеркарбонатных, кафтор и других аналогичных малоглинистых бурбвых растворов;

- при вскрытии трещиноватых коллекторов целесообразно применять буровые растворы с низким содержанием твердой фазы и буровые растворы с кислотораст-воримой.твердой фазой типа полимеркарбонатных и кафтор, исключая при этом создание больших репрессий на пласт и продолжительное время контакта их с пластом.

Показано, что оптимальными режимами первичного вскрытия продуктивных пластов являются режимы, характеризующиеся низкими.величинами репрессий на пласт до ДРр=2,5 МПа и небольшой продолжительностью ее воздействия до 8-10 суток и менее при условии обеспечения соответствия физико-химических свойств бурового раствора и литолого-физической характеристики пласта и физико-химических свойств фильтрата и пластовых флюидов, исключающих развитие широкомасштабных осложнений в призабойной зоне пласта.

Третья глава посвящена теоретическим и экспериментальным исследованиям по определению оптимальной конструкции забоя скважины при их заканчивании.

Оптимизация конструкции забоя скважины производилась на двух иерархических уровнях и состояла в определении области допустимых решений, связанных с определением условий нарушения прочности породы в призабойной зоне пласта и поступления в нее воды и (или) газа из близкорасположенных напорных горизонтов

1

при освоении и эксплуатации скважин, а затем на втором уровне оптимизации, исходя из типа коллектора и его литолого-физических и фильтрационно-емкостных свойств, степени однородности пласта по коллекторским свойствам и характеру насыщения его пластовыми флюидами определяем наиболее эффективную конструкцию забоя скважины, обеспечивающую максимальную величину параметра ОП при минимальной стоимости работ на реализацию проектного решения.

Решение задачи об определении максимально допустимой депрессии на пласт из условия сохранения прочности породы.в призабойной зоне получено на основании исследований Ю.В.Вадецкого, Ю.М.Мяснянкина, М.О. Ашрафьяна, Н.Р.Раби-

новича и А.И.Ширковского, которыми'предложены математические соотношения, соответственно определяющие величины допустимых депрессий на пласт для прочных, трещинных и рыхлых коллекторов

ДРд<112'а - 2к'(Рг -пРпл)+Рпл; для поровых коллекторов (8)

ДРд^Рпл-Рг+т,; то же (9)

Рэ-РпЛ^Ч(Рг-Рпи); -«- (10)

АРд^1,34асж; для трещинных коллекторов (11)

ДРл

ДРй

12л-к

2г„ •Е-Г

о+^ж,

-яГ^

Ь-У

(р.-я-р.-я)

то же (12)

для рыхлых коллекторов (13)

Показано, что величина максимально допустимой депрессии на пласт пропорциональна прочности породы и уменьшается с ростом коэффициента бокового распора породы.

Выявлено, что при вскрытии однородных по проницаемости поровых и трещинных коллекторов более предпочтительна конструкция открытого забоя скважины при условии соблюдения действующих ограничений.

Установлено, что для достижения одинакового гидродинамического совершенства скважин с открытым и закрытым забоем необходимо увеличение плотности перфорации до 40 и более отв/м или применение щелевой и точечной гидропескоструйной перфорации или проведение работ по интенсификации притоков нефти и газа, предусматривающих создание в призабойной зоне пласта области повышенной проницаемости.

Показано, что по мере увеличения, трещиноватости пород в пределах т=0,1-0,25% наблюдается весьма резкий рост в 2,5-5-7,0 раз коэффициента гидродинамического совершенства скважин с открытым забоем по сравнению с величиной параметра ОП скважин с закрытым забоем.

Установлено, что конструкция закрытого забоя скважины более предпочтительна при вскрытии неоднородных порово-трещинных коллекторов, поскольку

позволяет путем направленного дифференцированного регулирования плотности перфорации различных по проницаемости пропластков в соответствии с условием

mk2=n2ki; (14)

где ; ill, П2 — соответственно плотность перфорации пропластков с проницаемостью к2 и кь

повысить гидродинамическое совершенство скважин.

Отмечено, что конструкция открытого забоя скважин особенно эффективна при вскрытии продуктивных пластов с АВПД и низкими фильтрационно-емкост-ными параметрами.

На основании выполненных нами экспериментальных исследований по применению конструкции открытого забоя скважин при вскрытии карбонатных отложений заволжского горизонта на Ириновском месторождении и евлано-ливен-ских отложений на Белокаменном месторождении установлено, что производительность скважин с закрытым забоем в 1,5-2,0'раза ниже производительности скважин с открытым забоем.

В условиях заволжского горизонта Ириновского месторождения, характеризующегося слоисто-неоднородным строением и неравномерно развитой трещинова-тостью коллекторов по толщине пласта и по площади залежи применение конструкции открытого забоя скважины с горизонтальным проложением ствола скважины в продуктивной части пласта на достаточно большое расстояние до 183,5-255 м позволяет в 3-10 раз и более повысить производительность скважин по сравнению с вертикальными скважинами.

Применение конструкции открытого забоя на 7 скважинах Белокаменного месторождения при вскрытии неоднородных по пористости и проницаемости порово-трещинных карбонатных коллекторов в условиях проявления упруго-замкнутого режима работы залежи позволило получить фонтанные притоки нефти и газа без применения методов интенсификации, в то время как освоение более 30

скважин с закрытым забоем стало возможным лишь после проведения солянокис-лотной обработки пласта.

Показано, что в случае физико-химической совместимости технологических жидкостей, используемых при заканчивании скважин (буровые и цементные растворы и перфорационные жидкости), исключающих образование нерастворимых соединений и сохранения при этом естественной проницаемости пласта в высоких пределах (Р=73-100%), конструкция закрытого забоя скважины обеспечивает достаточно высокую эффективность реализации потенциальной продуктивности скважины.

Результаты выполненных нами лабораторных исследований на керновом материале на установке УИПК-1М по оценке совместно-последовательного воздействия фильтратов жидкостей для заканчивания скважин на изменение проницаемости поровых коллекторов показали, что в случае применения химически совместимых с литолого-физическими свойствами пласта технологических жидкостей для заканчивания скважин проницаемость породы пласта может сохраняться в довольно высоких пределах до 100% и более.

Установлено, что достижение одинаково высокой степени гидродинамического совершенства скважин с открытым и закрытым забоем возможно в условиях применения оптимальных режимов вторичного вскрытия пласта в скважинах с закрытым забоем и проведения в них работ по интенсификации притоков нефти и газа, позволяющих вовлечь в разработку всю толщу продуктивного пласта и обеспечить высокую степень нефтеотдачи, как это реализуется в скважинах с открытым забоем.

В четвертой главе представлены результаты теоретических и экспериментальных исследований по оптимизации режима реализации потенциальной продуктивности скважин при вторичном вскрытии пласта в различных геолого-технических условиях.

Установлено, что эффективность работ по вторичному вскрытию продуктивных пластов перфорацией и величина гидродинамического совершенства скважин

определяются степенью соответствия режима - вторичного вскрытия пласта (тип перфорации и перфоратора, плотность перфорации и тип перфорационной среды и др.) его геолого-физической характеристике (тип коллектора, литолого-петрогра-фические, термобарические и фильтрационно-емкостные параметры пласта).

Показано, что оптимизация режима реализации потенциальной продуктивности скважин при вторичном вскрытии пласта производится на трех иерархических уровнях и состоит в определении области допустимых решений (типа перфорации, типа перфоратора, плотности перфорации и типа перфорационной среды), обусловленных действующими ограничениями, сохранение прочности и проницаемости породы, сохранение прочности цементного камня за колонной и самой колонны в интервале перфорации пласта и выбором из множества допустимых вариантов единственного наиболее экономичного, при котором обеспечивается максимальная величина параметра ОП.

Величина параметра ОП скважин является функцией геолого-технических факторов и характеризует таким образом степень соответствия режима вторичного вскрытия пласта его геолого-физической характеристике

ОП=А(П), П2> л. Р)=ОП,ОП2-...ОПп; (15)

где: ОП], ОГЪ. ...ОП„ - величины параметра ОП, соответственно отражающие влияние металлизации и глинизации перфорационных каналов, плотности перфорации и глубины каналов, вторичной кольматации пласта при заданном технико-технологическом режиме перфорации; - соответственно тип перфорации, тип перфоратора, плотность перфорации и тип перфорационной среды при заданном режиме вторичного вскрытия пласта.

Установлено, что гидропескоструйная перфорация, бесперфораторный способ обеспечения гидродинамической связи пласта со скважиной с помощью специальных механических устройств, а также способ перфорации колонны с помощью

сверлящих перфораторов являются допустимыми типами перфорации, так как не вызывают деформацию обсадной колонны и цементного камня.

Выявлено, что кумулятивная и пулевая перфорация являются ограниченно допустимыми типами перфорации при следующих условиях:

1) обсадная колонна должна быть группы прочности Д и более высокой прочности с толщиной стенки 12 мм;

2) кумулятивные перфораторы должны быть корпусного типа;

3) допустимо применение бескорпусных перфораторов с малой массой взрывчатого вещества типа ПКС-80 с ограниченной плотностью перфорации;

4) предельная плотность перфорации при применении корпусных перфораторов составляет п=30 отв/м, при применении бескорпусных перфораторов типа ПКС-80 составляет п=20 отв/м, а при применении перфораторов типа КПРУ п=20 отв/м;

Выявлено, что степень гидродинамического совершенства скважин определяется следующими показателями режима перфорации: глубина и диаметр перфорационных каналов, плотность перфорации, сетка перфорации и тип перфорационной среды.

Отмечено, что величина параметра ОП скважин при вторичном вскрытии пласта определяется степенью, характером и качеством вскрытия пласта и в математической форме имеет вид

где - соответственно коэффициенты, учитывающие дополнительные

фильтрационные сопротивления в ПЗП из-за несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия пласта;

Бь Бг - соответственно коэффициенты, учитывающие дополнительные фильтрационные сопротивления в ПЗП из-за несовершенства скважины по качеству первичного и вторичного вскрытия пласта (кольматация, гидрофилизация и др.).

Показано, что с целью максимального вовлечения в работу всей эффективной толщины пласта плотность перфорации различных по проницаемости пропластков должна выбираться в соответствии с соотношением

(17)

— 0,3 7 0,095

" Гс

где п - плотность перфорации, отв/м; к - проницаемость пропластка;

- толщина пропластка; АР - депрессия на пласт;

Рис. - дебит несовершенной скважины;

р. - вязкость жидкости в пластовых условиях;

- соответственно радиус контура питания пласта и радиус скважины. Отмечено, что выбор плотности перфорации должен осуществляться в

зависимости от типа перфорации в соответствии с соотношением

К=ап"; (18)

где К - коэффициент продуктивности скважины; п - плотность перфорации; а, в — эмпирические коэффициенты, значения которых зависят от типа перфорации и однородности пласта и составляют соответственно при пулевой перфорации а=0,0931, в=0,336, при кумулятивной а=0,1014, в=0,3521 и при гидропескоструйной а=0,1818, в=0,7186. Выявлено, что для достижения одинаковой величины продуктивности скважины соотношение плотностей перфорации составляет при пулевой - 12 отв/м, при кумулятивной и гидропескоструйной соответственно 7 и 3 отв/м.

Характерно, что плотность перфорации, необходимая для обеспечения достаточно высокого гидродинамического совершенства газовых скважин должна быть в 1,5-2,0 раза больше, чем в нефтяных.

Показано, что гидродинамическое совершенство скважин возрастает пропорционально плотности перфорации особенно при наличии вокруг скважины зоны с ухудшенной проницаемостью, достигая своего максимального значения при вскрытии низкопроницаемых коллекторов (к^0,02'мкм2) при п=40-з-50,0 отв/м и более.

Отмечено, что при создании глубоких перфорационных каналов, намного превышающих глубину зоны кольматации гидродинамическое совершен-

ство скважин, имеющих зону кольматации и не имеющих таковую, практически становится одинаковым (различие не превышает

Гидродинамический эффект при увеличении глубины перфорационных каналов проявляется в большей степени, чем увеличение плотности перфорации.

Показано, что гидродинамический эффект весьма резко зависит также от диаметра перфорационных каналов особенно при малых глубинах перфорационных каналов и низкой плотности перфорации.

На примере освоения разведочных и эксплуатационных скважин, вскрывших газовые низкопроницаемые терригенные коллекторы на Некрасовском месторождении с применением метода точечной гидропескоструйной перфорации, обеспечивающего создание каналов перфорации достаточно больших геометрических размеров мм и мм, высокое гидродинамическое совершенство скважин было достигнуто нами даже при небольшой плотности перфорации п=6,0 отв/м, в то время как при кумулятивной перфорации с плотностью перфорации п=20 отв/м приток из пласта при освоении скважин во многих случаях не удается получить без проведения работ по интенсификации притоков нефти и газа.

Аналогичные результаты получены нами и при применении щелевой ГПП при освоении глубоких скважин 12 и 15 Западно-Ровенской площади ОАО «Саратов-нефтегаз».

Высокое гидродинамическое совершенство указанных скважин было достигнуто за счет создания в пласте вертикальных щелей длиной до 1,2 м, что позволило реализовать потенциальную продуктивность скважин без применения методов интенсификации притоков нефти и газа.

При выборе типа перфорационной среды при вторичном, вскрытии пласта следует исходить из условия совместимости типа бурового раствора и его фильтрата, фильтрата цементного раствора, типа коллектора и его литолого-физической характеристики и свойств перфорационной жидкости, обеспечивающих максимальное сохранение или увеличение проницаемости пласта в призабойной зоне при их физико-химическом взаимодействии.

Показано, что наиболее эффективными перфорационными жидкостями, удовлетворяющими указанным требованиям и обеспечивающими высокое гидродинамическое совершенство скважин при вторичном вскрытии пластов с различными литолого-физическими свойствами являются перфорационные среды без твердой фазы (кислотные, кислотно-солевые и солевые растворы и водные растворы ПАВ), различной плотности (до р= 1,07 г/см3 и более) и вязкостью до |1=3-г5,0 мПа-с и более.

На примере освоения более 15 скважин на Северо-Лиманском, Грачевском и Пограничном месторождениях с применением перфорационных жидкостей на кислотной основе при вторичном вскрытии продуктивных пластов показано, что гидродинамическое совершенство скважин при этом повышается в 1,3-5-1,5 раза и более по сравнению с технологией вторичного вскрытия пластов с применением глинистых растворов.

Отмечено, что одно и то же достаточно высокое гидродинамическое совершенство скважин может быть достигнуто в зависимости от типа

перфоратора при различной > плотности перфорации, и, следовательно, стоимости затрат на реализацию процесса.

Показано, что сокращение затрат на освоение скважин при применении оптимального - режима вторичного вскрытия пластов на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» (Сев.Лиманское, Грачевское, Пограничное) с применением перфорационной жидкости на кислотной основе и перфораторов типа ПКО-89 с плотностью перфорации п=10 отв/м составило сумму порядка 75,0 тыс.руб. и более

-27в расчете на один объект при условии обеспечения достаточно высокого гидродинамического совершенства скважин (ОП«1,0).

Пятая глава посвящена теоретическим и экспериментальным исследованиям по определению оптимальной величины депрессии на пласт, скорости ее создания и продолжительности воздействия при освоении скважин.

Оптимизация величины депрессии на пласт при освоении скважин, определяющая режим вызова притока из пласта, производилась на двух иерархических уровнях и состояла в определении области допустимых решений (значении величины депрессии на пласт), обусловленных действующими ограничениями и выборомЛ из числа возможных решений единственного наиболее экономичного, при котором обеспечивается максимальная величина параметра ОП.

Выбор оптимальной величины депрессии на пласт при освоении скважин связан с решением главной задачи определения минимально необходимой величины депрессии на пласт, обеспечивающей максимальное разрушение кольматационного слоя в ПЗП в условиях действующих ограничений, главными из которых являются сохранение прочности и проницаемости породы-коллектора в призабойной зоне пласта.

Оценка области допустимых значений величин депрессий на пласт при освоении скважин на первом уровне оптимизации связана с определением:

1. максимально допустимой депрессии на пласт из условия сохранения прочности породы в ПЗП;

2. определение максимально допустимой депрессии на пласт из условия предотвращения прорыва конуса подошвенной воды в скважину;

3. определение максимально допустимой депрессии на пласт из условия сохранения проницаемости коллектора в ПЗП при его деформации в призабойной зоне;

4. определение максимально допустимой величины депрессии на пласт из условия обеспечения максимальной величины фазовой проницаемости пласта при выделении конденсата в ПЗП;

5. определение максимально допустимой депрессии на пласт из условия обеспечения максимальной фазовой проницаемости для нефти при выделении из нее газа.

Решение задачи об определении максимально допустимой депрессии на пласт из условия сохранения прочности породы в призабойной зоне получено на основании исследований Ю.В.Вадецкого, А.И.Ширковского, З.Х.Алиева, Г.А.Зотова, которыми предложены математические соотношения (8-13), соответственно определяющие величины допустимых депрессий на пласт для прочных и рыхлых коллекторов и соотношение

полученное для определения величины допустимой депрессии на пласт при освоении газовых скважин исходя из критического градиента давления разрушения а породы-коллектора в ПЗП.

В основу решения задачи об определении максимально допустимой депрессии на пласт из условия предотвращения прорыва конуса подошвенной воды в скважину положены результаты теоретических и экспериментальных исследований Г.А.Зотова, З.С.Алиева и Б.Б.Лапука, которыми получены математические соотношения для газовых скважин

Р]+2агс1\\п±--Р1 = О,

С С

(19)

(20)

(23)

где qПp — предельный безводный дебит газа;

безразмерный предельный безводный дебит, зависящий от проницаемости пласта в горизонтальном и вертикальном направлении степени вскрытия пласта и радиуса контура питания пласта.

Для определения максимально допустимой депрессии на пласт из условия сохранения проницаемости порового коллектора при его деформации в ПЗП в процессе освоения скважин нами в развитие теоретических и экспериментальных исследований В.М.Добрынина, Фетта и др. были получены выражения, отражающие влияние величины депрессии на пласт на степень снижения проницаемости поровых коллекторов

(24)

(25)

Соответственно для определения максимально допустимой депрессии на пласт из условия сохранения проницаемости трещиноватых коллекторов нами на основании исследований Ю.П.Желтова получено выражение

(26)

В основу решения задачи об определении максимально допустимой депрессии на пласт при освоении скважин в условиях выделения конденсата в призабойной зоне нами положены результаты теоретических и экспериментальных исследований Ю.П.Коротаева, З.С.Алиева и А.И.Ширковского об изменении коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В в зависимости от изменения конденсатона-сыщенности пласта.

На основании формулы А.И.Ширковского, представленных в виде

(27)

-ЗО-

нами получено соотношение

1Л1 _ ЛЯ ГР' _ е

позволяющее определить величину параметра ОП в условиях выделения конденсата в ПЗП в зависимости от величины действующей депрессии на пласт.

Для определения максимально допустимой депрессии на пласт из условия обеспечения максимальной величины фазовой проницаемости для нефти при выделении газа в ПЗП нами на основании теоретических и экспериментальных исследований Б.Б.Лапука, В.Н.Щелкачева и др. получены расчетные

зависимости величины параметра ОП от безразмерного давления

нефтенасыщенности пласта 8.

Показано, что с увеличением пластового давления, вязкости газа и коэффициента растворимости газа в нефти и снижения вязкости нефти возрастает величина максимально допустимой .депрессии на пласт, при которой обеспечивается максимальная величина параметра ОП нефтяных скважин.

Для определения минимально необходимой депрессии на пласт обеспечивающей максимальное разрушение зоны кольматации в ПЗП нефтяных скважин нами получено соотношение, отражающее влияние проницаемости зоны кольматации и проницаемости пласта в удаленной зоне пласта вязкости пластового флюида ц, геометрических размеров зоны кольматации и критической скорости фильтрации пластового флюида в ПЗП на границе зоны кольматации, обеспечивающей вынос кольматанта из породы пласта

В связи с недостаточной теоретической изученностью процесса разрушения кольматационного слоя в коллекторах в условиях фильтрации в них газовых смесей решение задачи определения минимальной величины депрессии на пласт, необходимой для разрушения зоны кольматации в пласте, было получено нами на основании результатов лабораторных исследований на модели пласта с помощью усовершенствованной нами в соответствии с задачами исследования установки УИПК-Ш.

Методика проведения и обработка экспериментальных исследований по определению минимальной величины депрессии на пласт, необходимой для разрушения зоны кольматации в коллекторах проводилась с учетом параметров подобия модели и натуры и протекающих в них процессов.

Соответственно при линейном и нелинейном режимах фильтрации, нами полученыформулы перехода от опытных данных на модели пласта к реальным пластам, позволяющим на основании экспериментальных исследований на модели пласта прогнозировать величину минимальной депрессии на пласт, необходимой для разрушения зоны кольматации в пласте

(31)

(32)

Для определения минимально необходимой депрессии на пласт, обеспечивающей максимальное разрушение кольматационной зоны в трещиноватых коллекторах нами получена зависимость ее от величины репрессии на пласт при его вскрытии, коэффициента сжимаемости, трещин коллектора и тиксотропных свойств бурового раствора

АРг

-ар 0

(33)

Показано, что наряду с величиной депрессий на пласт важнейшим параметром, определяющим эффективность режима вызова притока из пласта является продолжительность действия депрессии на пласт.

Установлено, что задача выбора оптимальной продолжительности воздействия депрессии на пласт при освоении скважин связана с решением главных задач:

- определение максимально допустимой продолжительности воздействия депрессии на пласт из условия сохранения проницаемости коллектора в ПЗП при его деформации;

- определение минимально необходимой продолжительности воздействия депрессии на пласт, обеспечивающей максимальное разрушение зоны кольматации в пласте;

- определение минимально необходимой продолжительности воздействия депрессии на пласт из условия получения притока из пласта.

Для определения максимально допустимой продолжительности воздействия депрессии на пласт при освоении скважин, в течение которого еще не наблюдается заметного резкого снижения проницаемости пласта в ПЗП, нами получены зависимости

отражающие снижение продуктивности скважины во времени в зависимости от величины деформации породы-коллектора в ПЗП при освоении скважин.

Величина минимально необходимой продолжительности действия депрессии на пласт при освоении трещиноватых коллекторов из условия получения притока из пласта определяется характерным временем запаздывания переходных процессов перетока газа (нефти) из низкопористых блоков в трещины при неустановившейся фильтрации пластового флюида в процессе вызова притока из пласта.

VI-2И

(34)

Показано, что продолжительность времени запаздывания т" притока пластового флюида в скважину определяется средними размерами отдельных пористых блоков 1, и коэффициентом пьезопроводности ае пористой среды

т.е. ее фильтрационно-емкостными параметрами (пористостью, проницаемостью и вязкостью пластового флюида).

В результате выполненных исследований установлено, что время запаздывания переходных процессов т" в трещиноватых коллекторах, определяющее величину минимально необходимой продолжительности воздействия депрессии на пласт при освоении скважин пропорционально размерам пористых блоков и составляет при низких величинах коэффициента пьезопроводности, пористости и проницаемости коллектора довольно высокую величину часов.

Опыт работ по освоению разведочных скважин в Нижнем Поволжье и др. районах свидетельствует о том, что высокое время запаздывания переходных процессов т" в трещиноватых коллекторах может являться причиной ошибочного заключения о непродуктивности пласта.

В связи с недостаточной теоретической изученностью влияния продолжительности действия депрессии на пласт на эффективность разрушения зоны кольматации в поровых и трещиноватых коллекторах нами были выполнены экспериментальные исследования на модели пласта по изучению процесса разрушения зоны кольмата-ции в коллекторах в условиях воздействия различных по величине и продолжительности действия депрессий на пласт.

Показано, что разрушение кольматационного слоя в поровых и трещиноватых, коллекторах происходит в течение 2,0-2,5 часов и дальнейшее воздействие депрессии в течение продолжительного времени до 3 и более часов не приводит к заметному увеличению коэффициента восстановления проницаемости коллекторов.

г

(36)

Важнейшей составляющей оптимального режима вызова притока из пласта при освоении скважин является скорость создания депрессии на пласт.

В связи с недостаточной теоретической изученностью влияния скорости создания депрессии на пласт на эффективность разрушения зоны кольматации в поро-вых и трещиноватых коллекторах нами были выполнены лабораторные исследования на модели пласта по изучению влияния методов плавного и мгновенного создания депрессии на пласт на величину восстановления естественной проницаемости коллекторов.

На основании лабораторных исследований на модели пласта установлено, что коэффициент восстановления проницаемости поровых и трещиноватых коллекторов при мгновенном создании депрессии соответственно на 10-25% выше, чем в случае плавного создания депрессии на пласт при освоении скважин, восстановление естественной проницаемости коллекторов при этом происходит в 5-10 раз быстрее, чем при освоении скважин методом плавного создания депрессии на пласт.

Показано, что освоение, скважин в условиях действующих ограничений (сохранение прочности породы в ПЗП) целесообразно проводить методом мгновенного создания многократных высоких депрессий на пласт, при котором обеспечивается наиболее эффективное разрушение кольматационного слоя в ПЗП.

Результаты выполненных промышленных работ по освоению 12 скважин методом мгновенного создания многократных высоких депрессий на пласт на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» подтвердили высокую - эффективность указанного метода; по сравнению с методами плавного создания депрессий на пласт, при освоении скважин 83,5% скважин, находившихся длительное время в бездействии было освоено методом мгновенного создания многократных высоких депрессий на пласт.

В шестой главе изложены результаты теоретических и экспериментальных исследований по изучению процесса восстановления проницаемости карбонатных и терригенных коллекторов/ оценке влияния''основных геолого-физических факторов

на выбор оптимальных методов повышения продуктивности скважин при их освоении.

Показано, что главными геолого-физическими критериями выбора оптимальных методов восстановления и повышения продуктивности скважин являются химико-минералогический состав породы пласта, тип коллектора, структура пустотного пространства коллектора, его фильтрационно-емкостная и термобарическая характеристика, глинистость и минералогический состав глинистой фазы коллектора и его карбонатность.

Установлено, что оптимальными методами восстановления и повышения продуктивности скважин, вскрывших карбонатные коллекторы на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз», являются химические методы (соляно-кислотные обработки пласта) или их сочетание с механическими методами интенсификации притоков нефти и газа (ГРП) или в сочетании с кумулятивной перфорацией, позволяющими в* течение одной операции весьма эффективно совместить работы по перфорации и кислотной обработке пласта в единый технологический цикл обеспечения высокого гидродинамического совершенства скважин.

Разработана и внедрена при освоении более 30 скважин на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» методика выбора оптимальных технико-технологических параметров солянокислотной обработки карбонатных пластов при освоении скважин (объемная скорость нагнетания кислотного раствора в пласт, глубина обработки пласта, удельные объемы кислотного раствора, закачиваемого в пласт) в зависимости от удельной поверхности фильтрации породы, фильтрационно-емкостной и термобарической характеристики пласта.

Разработан и испытан в промысловых условиях при освоении 30 скважин ОАО «Саратовнефтегаз» способ кислотной обработки призабойной зоны пласта в скважинах с нарушенной гидродинамической связью с пластом, позволяющий повысить продуктивность скважин в десятки раз при минимальных затратах на их освоение.

Установлено, что оптимальными методами повышения продуктивности скважин, вскрывших терригенные коллекторы, на месторождениях ОАО «Саратов-нефтегаз» являются химические (глинокислотные обработки пласта), механические (гидроразрыв пласта с закреплением трещин песком, щелевая гидропескоструйная перфорация) и физические методы (виброобработка призабойной зоны пласта, метод мгновенного создания многократных высоких депрессий на пласт).

Разработана методика выбора оптимальных технико-технологических параметров глинокислотной обработки терригенных коллекторов исходя из литолого-физической и термобарической характеристики пласта.

Показано, что эффективность глинокислотной обработки терригенных коллекторов функционально определяется литотипом породы (песчаники, алевролиты и их литологические разности), глинистостью коллектора, соотношением каолини-товых и гидрослюдистых минералов в глинистой фазе коллектора и степенью разложения глинистых минералов под воздействием глинокислотного раствора.

Разработана методика выбора оптимального режима виброобработки пласта (амплитуды и частоты колебания давления в пласте) исходя из его геолого-физической характеристики (глубины залегания пласта, плотности породы, гранулометрического состава породы и др.).

Разработан вибрационный способ возбуждения пласта при освоении скважин с ухудшенной гидродинамической связью с пластом, обеспечивающий значительное повышение продуктивности скважин.

Разработан и успешно испытан при освоении 12 скважин на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» комплекс технико-технологических средств для мгновенного создания многократных высоких депрессий на пласт.

Разработана методика прогноза ориентации трещин гидроразрыва пласта и технология проведения ГРП с закреплением трещин песком в глубоких скважинах.

Разработана и успешно внедрена жидкость-песконоситель повышенной плотности для проведения ГРП с закреплением трещин песком и проведения точечной и

щелевой гидропескоструйной перфорации пласта при освоении скважин, исключающая вторичную кольматацию пласта при ее применении.

В седьмой главе приведены результаты практической реализации научно -методических основ повышения продуктивности скважин на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» с различными геолого-физическими условиями.

Показано, что применение высокоэффективных полимерглинистых растворов и растворов на нефтяной основе при вскрытии продуктивных пластов в сложных геолого-физических, условиях (порово-трещинный тип коллектора,, глинистые песчаники, сложная термобарическая характеристика пластов и др.) на Северо-Лиманском, Белокаменном, Сплавнухинском и др. месторождениях позволило повысить продуктивность скважин на указанных площадях в 1,27-3,0 раза и более по сравнению со скважинами, пробуренными с применением лигносульфонатных буровых растворов.

Годовой экономический эффект от внедрения оценивается в сумму свыше 21,8млн.руб.

Установлено, что применение конструкции, открытого забоя скважин при вскрытии порово-трещинных карбонатных коллекторов на Белокаменном и Иринов-ском месторождениях позволило вовлечь в разработку всю толщу пласта без проведения специальных работ по интенсификации притоков нефти и газа, как это наблюдается при освоении скважин с закрытым забоем на Белокаменном месторождении.

Результаты работ по освоению 7 скважин с открытым забоем на Белокаменном месторождении показали, что в среднем, удельный коэффициент продуктивности скважин (КПС) с открытым забоем в 1,68 раза превышает среднюю величину удельного коэффициента продуктивности скважин с закрытым забоем.

Аналогично применение конструкции открытого забоя в вертикальных, скважинах и в особенности в скважинах с горизонтальным приложением ствола в продуктивной части пласта на Ириновском месторождении показало, что их производительность в 10,0 раз и более превышает производительность вертикальных скважин с закрытым забоем.

Годовой экономический эффект от внедрения конструкции открытого забоя скважин на Белокаменном и Ириновском месторождениях составил сумму свыше 52,654 млн.руб.

Показано, что определяющую роль-в повышении,продуктивности скважин играет перфорационная, среда, тип перфорации, тип перфоратора и плотность перфорации.

Разработанная нами технология освоения скважин на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» предусматривает применение при перфорации пласта специальных перфорационных жидкостей на кислотной основе с плотностью в пределах до обеспечивающей возможность вскрытия продуктивных пластов с различной величиной градиента пластового давления (от 1,0 до 2,0 и более).

Результаты опытно-промышленных работ по освоению 8 скважин на Пограничном и СевЛиманском месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» с применением 14% соляной кислоты в качестве перфорационной среды при кумулятивной перфорации пласта показали, что величина параметра ОП скважин, освоенных с применением новой технологии в 1,82-2,12 превышает величину параметра ОП скважин, освоенных с применением технологии вскрытия пласта перфорацией в среде глинистого раствора.

Годовой экономический эффект от внедрения оптимального режима вторичного вскрытия продуктивных пластов с применением специальных перфорационных жидкостей и наиболее эффективного типа перфорации (ГПП) при освоении скважин на Пограничном, Сев.Лиманском и Некрасовском месторождениях позволил получить годовой экономический эффект за счет повышения качества вскрытия пласта в размере 14,64 млн.руб.

Разработанная, нами оптимальная технология вызова притока из пласта и комплекс технико -технологических средств для освоения скважин методом мгновенного создания многократных высоких депрессий на пласт, предназначенные для повышения качества освоения скважин и получения надежных заключений о продуктивности пласта, были испытаны при освоении более 30 скважин, пробуренных

на Мечеткинской, Куликовской, Топовской, Родионовской и др. площадях деятельности ОАО «Саратовнефтегаз».

Оптимизация величины депрессии на пласт и продолжительности ее действия на пласт при освоении скважин способствует возрастанию гидродинамического совершенства скважин на 10-15% и более, а оптимизация скорости создания депрессии на пласт приводит к резкому (кратному) увеличению«гидродинамического совершенства скважин, вскрывших пласты, подверженные глубокой интенсивной кольматации.

Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований по оптимизации режима вызова притока из пласта при освоении скважин учтены при составлении регламентов на проведение работ по испытанию обсаженных разведочных скважин, утвержденных ОАО «Саратовнефтегаз», а также включены в. технологические проекты на строительство скважины в Саратовском Поволжье.

Годовой экономический эффект от внедрения оптимального режима вызова притока из пласта при освоении 7 скважин на Куликовском и Мечеткинском месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» составил 10,3 млн.руб.

Разработанные нами оптимальные технико-технологические приемы интенсификации притоков нефти и газа были испытаны при освоении более 30 скважин на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз».

Применение их в последние годы на Лимано-Грачевском, Белокаменном, Западно-Степном, Ириновском, Разумовском и др.месторождениях ОАО «Саратов-нефтегаз» позволило вовлечь в разработку большие запасы нефти, газа и конденсата, приуроченные как к глубокозалегающим до 3000 м и более карбонатным коллекторам порово-трещинного типа, так и к коллекторам неглубокого залегания — до 600 м, подверженным интенсивной кольматации-буровым раствором, в. процессе бурения скважин.

Годовой экономический эффект от внедрения «Способа кислотной обработки призабойной зоны карбонатных пластов в 3 скважинах; законченных бурением на Белокаменной площади составляет 643,7 тыс.руб.

Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований по оптимизации методов интенсификации притоков нефти и газа на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» учтены При составлении регламентов технологии освоения скважин по интенсификации притоков нефти по скважинам, вышедшим из бурения на Белокаменном, Разумовском и др. месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз», а также включены в технологические проекты на строительство скважин в Саратовском Поволжье.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Выполненные теоретические и экспериментальные исследования позволили раскрыть характер процесса сохранения, восстановления и увеличения проницаемости поровых и трещиноватых коллекторов в призабойной зоне пласта при освоении скважин, установить влияние геолого-технологических факторов (литолого-физической и термобарической характеристики пласта, конструкции забоя скважины, типа и параметров бурового раствора, типа перфорации, перфоратора и перфорационной среды и плотности перфорации, величины депрессии на пласт, скорости ее создания и продолжительности действия, величины репрессии, методов интенси-икации и др.) на состояние гидродинамической связи пласта со скважиной и степень реализации потенциальной продуктивности скважин.

2. Разработана математическая модель принятия решения при выборе оптима-ьного режима заканчивания скважин по экономическому критерию повышения продуктивности скважин, получению дополнительной добычи нефти и газа при минимизации затрат на реализацию процесса.

3. Разработана методика выбора оптимального режима вскрытия пласта (тип бурового раствора, величина репрессии на пласт и продолжительность ее действия), обеспечивающая максимальную реализацию потенциальной продуктивности скважины на основе прогноза видов и масштабов осложнений, развивающихся в ПЗП в процессе бурения скважин в различных геолого-технических условиях.

-414. Установлено, что величина восстановления естественной проницаемости коллектора определяется степенью соответствия режима вскрытия пласта его литолого-физической характеристики.

5. Разработана методика выбора оптимальной конструкции забоя скважин, обеспечивающая максимальную реализацию потенциальной продуктивности

скважин по геолого-физическим критериям.

6. Показано, что при вскрытии трещинных и порово-трещинных коллекторов конструкция открытого забоя скважины в условиях действующих ограничений (сохранение прочности породы в ПЗП) является оптимальной.

7. Установлено, что при вскрытии низкопроницаемых карбонатных порово-трещинных коллекторов целесообразно бурение скважюь с горизонтальным проложением ствола в продуктивной части пласта.

8. Разработана методика выбора оптимального режима вторичного вскрытия пласта (тип перфорации и тип перфоратора, тип перфорационной среды и плотность перфорации), обеспечивающего максимальную реализацию потенциальной продуктивности скважин, исходя из его литолого-физической характеристики.

9. Показано, что при применении наиболее эффективных перфорационных жидкостей (на кислотной основе) достигается максимальная реализация потенциальной продуктивности скважин без применения методов интенсификации притоков нефти и газа при освоении скважин.

10. Разработана методика выбора оптимального режима вызова притока из пласта (величины депрессии на пласт, скорости ее создания и продолжительности действия), обеспечивающего максимальную реализацию потенциальной продуктивности скважин, исходя из его литолого-физической характеристики.

11. Установлено, что степень восстановления естественной проницаемости коллекторов определяется режимом вызова притока из пласта при освоении скважин и функционально обусловлена типом бурового раствора и его реологическими свойствами, типом коллектора и его физико-механическими свойствами, величиной

репрессии, физико-химическими свойствами пластового флюида и величиной пластового давления.

12. Показано, что оптимальная величина депрессии на пласт при освоении скважин, вскрывших слабодеформируемые и недеформируемые устойчивые поро-вые коллекторы определяется величиной репрессии на пласт при его вскрытии и составляет величину соответственно при вскрытии пластов на полимерглинистом и гудронобитумном растворах

13. Показано, что оптимальная величина депрессии на пласт при освоении скважин, вскрывших трещиноватые коллекторы, определяется коэффициентом сжимаемости трещин коллектора, величиной репрессии на пласт при его вскрытии и тиксотропными свойствами свойствами бурового раствора.

14. Сформулированы требования к выбору оптимальной величины депрессии на пласт, скорости ее создания и продолжительности действия, обеспечивающие достижение высокого гидродинамического совершенства скважин при их освоении.

15. Основным направлением работ в области совершенствования технологии освоения скважин следует считать сочетание режима вызова притока из пласта с технологией его вскрытия, обеспечивающих максимальное восстановление естественной проницаемости пласта.

16. Максимальная реализация пртенциальной продуктивности скважин при их освоении возможна при применении оптимальных режимов вызова притока из тшас-та, характеризующихся мгновенным созданием высокоскоростных фильтрационных потоков нефти и газа в призабойной зоне в условиях действующих ограничений.

17. Разработана и успешно внедрена методика выбора основных технико-технологических параметров солянокислотной обработки пласта ( глубина проникновения кислотного раствора в пласт в активном состоянии, объемная скорость закачки кислотного раствора в пласт, удельные объемы кислотного раствора, закачиваемого в пласт) в зависимости от литолого-физической и термобарической характеристики пласта, обеспечивающая максимальную реализацию потенциальной продуктивности скважин с нарушенной гидродинамической связью с пластом.

-4318. Разработан и успешно внедрен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта в скважинах с нарушенной гидродинамической связью с пластом, позволяющий повысить продуктивность скважин в десятки раз при значительном сокращении продолжительности освоения скважин по сравнению с традиционно применяемыми технологиями.

19. Показано, что главными геолого-физическими критериями выбора оптимальных методов восстановления и повышения продуктивности скважин являются химико-минералогический состав породы пласта, тип коллектора, структура пустотного пространства породы, ее фильтрационно-емкостная и термобарическая характеристика, глинистость и минералогический состав глинистой фазы коллектора и его карбонатность.

20. Разработана методика выбора оптимальных технико-технологических параметров глинокислотной обработки терригенных коллекторов исходя из лито-лого-физической и термобарической характеристики пласта.

21. Выявлено, что эффективность глинокислотной обработки терригенных коллекторов функционально определяется литотипом породы (песчаники, алевролиты), глинистостью коллектора, соотношением каолинитовых и гидрослюдистых минералов в глинистой фазе коллектора и степенью разложения глинистых минералов под воздействием глинокислотного раствора.

22. Показано, что для достижения < высокой эффективности глинокислотной обработки глинистых песчаников с определенной фильтрационно-емкостной характеристикой 5,0-т-16,0% и к>0,1 мкм2 необходимо увеличение удельных объемов глинокислотного раствора, закачиваемого в пласт и повышения продолжительности ~ времени его реагирования в пласте, обеспечивающее достаточно высокую степень разложения глинистых минералов в породе:

23. Разработана методика выбора оптимального режима виброобработки пласта (амплитуды и частоты колебания давления в пласте) исходя из его геолого-физической характеристики (глубины залегания пласта, плотности породы, гранулометрического состава породы и др.).

-4424. Разработан вибрационный способ возбуждения пласта при освоении скважин с ухудшенной гидродинамической связью с пластом, обеспечивающий эффективное восстановление естественной проницаемости пласта.

25. Основные результаты исследований включены в регламенты на проведение работ по испытанию обсаженных разведочных и эксплуатационных скважин и интенсификации притоков нефти и газа при из освоении, утвержденных ОАО «Саратовнефтегаз», а также в технологические проекты на строительство скважин в Саратовском Поволжье.

26. Экономический эффект от внедрения разработанных регламентов и рекомендаций на нефтегазоносных месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» за период 1999-2000 год составил сумму свыше 83,0 млн руб.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ Монографии

1. Вторичные изменения терригенных коллекторов в процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений (на примере Западной Сибири). Самара. Изд-во Самарского Гос.университета 2002г. - 172 с. (совместно с А.Д.Коробовым, Б.Н.Басковым, Т.Ф.Букиной).

Статьи и патенты

1. Освоение скважин созданием мгновенных многократных высоких депрессий на пласт. «Нефтяное хозяйство», 1978, № 3.

2. Оптимизация величины депрессии на пласт при освоении глубоких разведочных скважин. «Нефтяное хозяйство», 1979, № 10.

3. Выбор оптимальной депрессии на пласт при освоении скважин. «Нефтяное хозяйство», 1982, № 9.

4. К вопросу прогнозирования влияния набухания глинистой фазы коллектора на величину снижения его проницаемости. Межвузовский научный сборник Вопросы геологии Южного Урала и Поволжья». Изд-во СГУ. Саратов, 1983, с. 115-121 (совместно с О.С.Жуковой).

-455. Жидкость-песконоситель для гидропескоструйной перфорации и гидроразрыва пластов при испытании и заканчивании скважин. ИЛ № 37-85 НТД ЦНТИ. Саратов, 1985.

6. Выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов. «Нефтяное хозяйство», 1986, № 1, (совместно с В.АХлебовым и др.)

7. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин. «Нефтяное хозяйство». 1985, № 8.

8. Выбор оптимального режима вызова притока из пласта при освоении скважин. «Нефтяное хозяйство». 1988, № 7.

9. Способ кумулятивной перфорации-продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением в среде спецжидкости на кислотной основе,- ИЛ, № 481-89 ЦНТИ, Саратов, 1989.

10. Методические рекомендации по применению бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов в Прикаспийской «впадине. Саратов. НВНИШТ, 1990.

11. Выбор продолжительности воздействия депрессии на пласт при освоении скважин. «Нефтяное хозяйство», 1990, № 6.

12. Выбор оптимальной депрессии на пласт при < выделении конденсата в призабойной зоне. «Нефтяное хозяйство», 1990, №11.

13. Освоение скважин с горизонтальным проложением ствола в продуктивной части пласта. «Нефтяное хозяйство», 1991, № 7.

14. Опыт работы по интенсификации притоков нефти и газа из глубокозалега-ющих карбонатных пластов на месторождениях Саратовского Поволжья. ИЛ № 7393. Межотраслевой территориальный научно-технический центр.

15. Оптимизация режима вскрытия пласта перфорацией и критерии его выбора при освоении скважин на месторождениях Саратовского Поволжья. ИЛ №17-94 МТЦ НТИП. Саратов. 1994.

-4616. Выбор оптимальной величины депрессии на пласт при освоении скважин. ИЛ № 30-94. Межотраслевой территориальный центр научно-технической информации и пропаганды. Саратов, 1993.

17. Способ освоения скважин. Патент РФ № 2007551. Официальный патентный бюллетень № 3. Москва. 1994 (совместно с Л.М.Матвеенко).

18. Способ возбуждения пласта. Патент РФ № 2005167. Официальный патентный бюллетень. № 47-48. Москва. 1993 (совместно с Л.М.Матвеенко).

19. Кавитационный смеситель. Патент РФ № 2009709. Официальный патентный бюллетень № 6, Москва, 1994, - 6 с. (совместно с Л.М.Матвеенко).

20. Способ кислотной обработки призабоиной зоны пласта. Патент РФ № 2078203. Бюллетень «Изобретения» № 12. ВНИИПИ .Москва. 1997.

21. Методы воздействия на призабойную зону пласта. Сборник докладов семинара-совещание в ОАО «Саратовнефтегаз». Саратов. 1997.

22. Заканчивание горизонтальной скважины Елшано-Курдюмской ПХГ. «Газовая промышленность». 1997. № 12 (совместно с В. С Лаврентьевым, А.М.Лихушиным и Мишиным ФА).

23. Методика выбора бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов. Изд-во СГУ, Саратов. 1998,39 с.

24. Оптимизация выбора типа перфорационных жидкостей при испытании скважин. Изд-во СГУ, Саратов, 1998,28 с.

25. Применение обращенных эмульсий для вскрытия продуктивных пластов на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз». «Нефтяное хозяйство». 1998, № 12.

26. Реализация потенциальной продуктивности'скважин методами интенсификации - важнейший резерв повышения нефтегазоотдачи пластов. Сборник докладов научно-технического совещания по обмену опытом и выработке основных направлений деятельности в области повышения эффективности разработки месторождений ОАО «Сиданко» Москва. 1998 г.

27. Оптимизация режима вторичного вскрытия продуктивных пластов при испытании скважин на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз». Региональный научно-технический журнал «Недра Поволжья и Прикаспия». НВНИИГГ. Саратов.

1999,вып.18.

28. Клапан для освоения скважин. Патент РФ № 2133819. Бюллетень № 21, Москва, 1999, - 6 с. (совместно с А.И.Кузнецовым).

29. Выбор оптимальной конструкции забоя скважин по критерию сохранения прочности породы в призабойной зоне пласта. РНТС «Недра Поволжья и Прикаспия». НВНИИГГ Саратов. 2000, вып.22.

30. Методическое руководство по технологии проведения гидроразрыва пласта с закреплением трещин песком при освоении скважин. Изд-во СГУ, Саратов,

2000, 88 с.

31. Методическое руководство по определению скин-эффекта призабойной зоны пласта при заканчивании скважин. Изд-во СГУ, Саратов, 2001, 60 с.

32. Вторичное минералообразование - критерий оценки коллекторских свойств пласта при интенсификации добычи нефти и газаУ/Труды НИИ геологии СГУ. Новая серия. 2002 г. т.Ю, стр.67-81. Коробов А.Д., Калинин В.Ф., Букина Т,Ф. и др.

33. К вопросу использования структурного совершенства каолинита в качестве минералогического критерия при контроле за режимом глинокислотной обработки терригенных коллекторов. Региональный научно-технический журнал- «Недра Поволжья и Прикаспия» НВНИИГГ Саратов. 2003, вып.35. Коробов А.Д., Калинин В.Ф., Чижикова Н.П. и др.

ПРИНЯТЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

коэффициент бокового распора породы;

- соответственно горное, пластовое и забойное давление; - величина депрессии на пласт;

Лг - прочность породы на сжатие;

а - коэффициент, определяющий изменение предела прочности горной породы под

действием промывочной жидкости; п - коэффициент разгрузки, показывающий какая часть пластового давления'

участвует в разгрузке горного давления; V- предел текучести породы;

- предел прочности породы на сжатие; раскрытость трещины;

- прочность породы на сдвиг;

- число трещин;

к - проницаемость пласта;

- средний радиус поровых каналов; Е - модуль Юнга;

- коэффициент Пуассона; - радиус каверны;

Н - глубина скважины;

- соответственно плотность породы и пластовой воды; У - относительная деформация породы в начале ее разрушения.

Остальные обозначения общепринятые в гидродинамике.

Подписано в печать 10 декабря 2004 г. Формат 60x84/16

Печать офсетная Тираж 100 экз.

Уч.-издл.1,9 ' Заказ 15

410601, г.Саратов, ул.Астраханская, 83.

Саратовский государственный университет им Н.Г.Чернышевского

•Л

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Калинин, Вячеслав Федорович

ВВЕДЕНИЕ.

1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И КРИТЕРИИ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА РЕАЛИЗАЦИИ ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ПРИ ИХ ЗАКАНЧИВАНИИ.

1.1 Геолого-физические основы выбора оптимального режима реализации потенциальной продуктивности скважин при их заканчивании.

1.2 Задача оптимизации режима обеспечения максимальной продуктивности скважин при их заканчивании.

1.3 Определение критерия оптимизации режима обеспечения максимальной продуктивности скважин при их заканчивании.

1.4 Определение ограничений, обусловливающих выбор режима обеспе-чения максимальной продуктивности скважин при их заканчивании.

1.5 Принципы выбора оптимального режима обеспечения максимальной продуктивности скважин при их заканчивании,.

ВЫВОДЫ.

2 ЛИТОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ С СОХРАНЕНИЕМ ИХ ЕСТЕСТВЕННОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН.

2.1 Теоретические и экспериментальные исследования механизма снижения проницаемости пласта в призабойной зоне при его вскрытии в процессе бурения скважин.

2.1.1 Влияние кольматационных процессов на изменение проницаемости коллекторов.

2.1.2 Влияние набухания глинистой фазы породы-коллектора на снижение проницаемости продуктивных пластов в процессе их вскрытия при бурении скважин.

-32! 1.3 Влияние водонефтяных эмульсий, образующихся в призабойной зоне пласта, на изменение ее проницаемости.

2.1.4 Влияние гидрофилизации призабойной зоны пласта на изменение ее проницаемости.

2.1.5 Влияние выпадения нерастворимых химических осадков в приза-бойной зоне пласта на изменение ее проницаемости.

2.2 Мстодшса выбора бурового раствора для высококачественного вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения скважин.

ВЫВОДЫ'.

3 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЯ СКВАЖИН, ОБУСЛОВЛИВАЮЩИХ РЕАЛИЗАфI ЦИЮ ИХ ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ.

3.1 Выбор оптимальной конструкции забоя скважины по критерию сохранения прочности породы в призабойной зоне пласта.

3.2 Литолого-физические критерии выбора конструкции забоя скважины из условия реализации потенциальной продуктивности скважин.

ВЫВОДЫ1.

4 ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМА РЕАЛИЗАЦИИ ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ПРИ ВТОРИЧНОМ ВСКРЫТИИ ПЛАСТОВ:

В РАЗЛИЧНЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ.

4.1 Определение допустимого режима вторичного вскрытия пласта ерфораци-ей из условия сохранения прочности колонны и цементного камня за колонной 194 ц, 4.2 Исследование влияния типа перфорации; типа перфоратора и плотности перфорации на величину параметра ОП скважины.

4.3 Исследование влияния литолого-физических свойств породы-коллектора на выбор оптимального типа перфорационной жидкости для вторичного вскрытия пласта.

Ш1 4.4 Определение оптимального режима реализации потенциальной продуктивности скважин при вторичном вскрытии пластов по экономическому критерию

ВЫВОДЫ.

5 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО РАЗРАБОТКЕ МЕТОДИКИ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ВЫЗОВА ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН.

5.1 Определение оптимальной величины депрессии на пласт при освоении скважин, обеспечивающей максимальную реализацию потенциальной продук-тшшостп скважин.

5.1.1 Определение максимально допустимой депрессии на пласт из условия сохранения прочности породы в призабойной зоне.

5.1.2 Определение максимально допустимой депрессии на пласт из условия предотвращения прорыва конуса подошвенной воды в скважину. ф 5.1.3 Определение максимально допустимой депрессии на пласт из условия сохранения проницаемости коллектора в призабойной зоне при деформации его при вызове притока.

5.1.4 Определение максимально допустимой величины депрессии на пласт из условия обеспечения максимальной величины фазовой проницае-мости пласта при выделении конденсата в ПЗП при вызове притока.

5.1.5 Определение максимально допустимой депрессии на пласт из условия обеспечения максимальной величины фазовой проницаемости для нефти при выделении газа в ПЗП при вызове притока.

5.1.6 Определение минимально необходимой величины депрессии на пласт при освоении нефтяных скважин из условия максимального разрушения кольма

§f тационного слоя в ПЗП.

5.1.7 Определение минимально необходимой величины депрессии на пласт при освоении газовых скважин из условия максимального разрушения кольмата-ционного слоя в ПЗП.

5.1.8 Определение оптимальной величины депрессии на пласт при освое нии скважины из условия обеспечения максимальной величины параметра ОП

5.2 Методика выбора оптимальной продолжительности воздействия депрессии на пласт при освоении скважин из условия обеспечения потенциальной; продуктивности скважин:.

5.2:1 Определение максимально допустимой продолжительности воздействия депрессии на пласт из условия сохранения проницаемости коллектора в призабойной зоне в процессе деформации его при вызове притока;.

5.2.2 Определение минимально необходимой продолжительности воздействия депрессии наг пласт из условия получения притока из пласта при освоении скважин;.

5:2:3 Определение минимально необходимой продолжительности воздействия депрессии на пласт из условия максимального разрушения кольматационного слоя в призабойной зоне при освоении скважин:.

5.3 Методика выбора оптимальной скорости создания депрессии на пласт при освоении скважин из условия обеспечения потенциальной продуктивности скважин.

5.3.1 Лабораторные исследования по определению оптимальной скорости создания депрессии на пласт из условия максимального разрушения кольматационного слоя в призабойной зоне при освоении скважин:.

5:3 2 Промысловые исследования по оптимизации скорости создания депрессии на пласт при освоении скважин из условия максимального восстановления; естественной проницаемости пласта в призабойной зоне:.

ВЫВОДЫ.

6 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНЫХ: МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКОВ НЕФТИ И ГАЗА ИЗIПЛАСТА

ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН;.

6:1 Геолого-физические: критерии выбора методов интенсификации притоков нефти и газа из карбонатных коллекторов:.

6.1.1 Методика восстановления фильтрационной характеристики карбонатных коллекторов в призабойной зоне пласта при освоении скважин.

-66.1.2 Техника и технология восстановления продуктивной характеристики

И' карбонатных коллекторов при освоении скважин.

6.2 Геолого-физические основы выбора методов стимулирования притоков? нефти и газа при освоении скважин; вскрывших терригенные коллекторы.

6.2.1 Методика восстановления фильтрационной характеристики терриген-ных коллекторов в ПЗП химическими способами:.

6.2.2 Методика восстановления потенциальной проективности скважин при их освоении механическими способами.480^

6.23 Методика стимулирования притоков нефти и газа при освоении скважин физическими способами.

ВЫВОДЫ;.

• 7 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ РАБОТ ПО ВНЕДРЕНИЮ НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИХ ОСНОВ РЕАЛИЗАЦИИ ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ САРАТОВСКОГО ПОВОЛЖЬЯ.

7.1 Технико-экономические показатели внедрения оптимальных режимов вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения скважин.

7.2 Технико-экономическая эффективность работ по внедрению оптимальных конструкций забоя скважин при их заканчивании.

7.3 Технико-экономическая эффективность работ по внедрению оптимальных режимов вторичного вскрытия продуктивных пластов при освоении скважин:541;

7.4 Технико-экономические результаты работ по внедрению оптимальных режимов вызова притока из пласта при освоении скважин.

7.5 Технико-экономическая эффективность работ по внедрению оптимальных технико-технологических приемов интенсификации притоков нефти и газа при освоении скважин.

ВЫВОДЫ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Теоретические и экспериментальные исследования по повышению продуктивности разведочных и добывающих скважин на месторождениях природных углеводородов Саратовского Поволжья"

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ

В настоящее время реализация потенциальной продуктивности скважин является одной из самых актуальных проблем поддержания высокого уровня добычи нефти и газа, обеспечения высокой эффективности и информативности ^ поисково-разведочного бурения.

Значительное снижение дебитов скважин и темпа роста добычи нефти при нарастающем уровне капиталовложений связано не только с истощением крупных месторождений, низкими коллекторскими свойствами; продуктивных пластов и другими особенностями вновь открываемых и вводимых в разработку месторождений, но и с низким качеством вскрытия пластов и освоения скважин. Ш

В; предстоящие годы планируется в подавляющем большинстве нефтегазодобывающих районов страны кратно увеличить объем эксплуатационного бурения; нефтяных и газовых скважин в значительной мере увеличить объемы капитальных вложений на строительство скважин.

В этих условиях максимальное сохранение коллекторских свойств про® дуктивных пластов, оптимизация технологии заканчивания скважин, реализация их потенциальной продуктивности, снижение материальных и энергетических затрат имеет большое народнохозяйственное значение.

Расчеты показывают, что при оптимальных режимах вскрытия продуктивных пластов, выбор оптимальной конструкции забоя скважин, оптимизации режима их освоения, обеспечивающем восстановление естественной проницаемости коллектора в призабойной зоне, производительность скважин может быть увеличена на 45-90% при одновременном снижении продолжительности освоения и в целом строительства скважин.

Характерной особенностью геолого-разведочных работ на нефть и газ в ф Саратовском Поволжье является низкая эффективность освоения скважин, большие затраты времени и средств на их освоение.

Стоимость строительства одной скважины глубиной 3000-4000 м составляет ^ 30-50 млн.руб. и более. Затраты времени на испытание скважин составляют

50-60 сут или 30-40% от общего времени строительства скважин, и эффективность их освоения не превышает 50%.

Низкие технико-экокномические показатели испытания скважин в Саратовском Поволжье обусловлены неблагоприятным сочетанием геологических и технико-технологических факторов - низкие фильтрациоино-емкостные параметры пластов, большие глубины их залегания, интенсивная кольматация и деформация коллекторов в процессе их вскрытия и освоения, низкоэффективные технологии вызова притока из пласта и восстановления естественной проницаемости коллекторов в призабойной зоне. ф Это обусловлено во многом тем, что до сих пор не сформулированы основные требования и теоретические основы к выбору оптимальной технологии реализации потенциальной продуктивности скважин в соответствии с фильтрационно-емкостными параметрами пласта и его геолого-физическими и литологическими особенностями.

Это особенно резко проявляется с ростом глубин и усложнением геолого» технических условий заканчивания скважин, что отрицательно сказывается на продолжительности и эффективности работ по их освоению.

Исследованиями многих институтов страны достигнуты определенные успехи в совершенствовании технологии и техники освоения скважин, однако, комплексного решения этого важного вопроса пока нет. ф В основном разрабатывались отдельные элементы технологии (жидкости для заканчивания скважин, технико-технологические приемы вторичного вскрытия пласта, вызова притока и др.), которые могут обеспечить достаточно высокую эффективность реализации потенциальной продуктивности скважин только при рациональном использовании их во всей технологической цепочке заканчивания ® скважин с учетом геолого-физических условий пласта и более глубокого изучения всей совокупности физико-химических, механических, деформационных и других процессов, развивающихся в призабойной зоне пласта.

Большинство теоретических и экспериментальных исследований по влиянию режима^ вскрытия? пласта! и освоения! скважин на эффективность реализации; их потенциальной продуктивности носит констатационный, а в отдельных случаях противоречивый характер и не отражает влияния геолого-технологических условий вскрытия пласта и его литолого-физических особенностей на выбор режима освоения скважин; что затрудняет их практическое применение:

Большой вклад в разработку средств и способов эффективного вскрытия? пластов; и освоения; скважин внесли институты БашНИПИ, ВолгоградНИПИ, ТатНИПИ, ВНИИКР, ВНИИГАЗ, ИГиРГИ, ВНИИ; ВНИИБТ и др. Ш- Значительные работы в? этой; области выполнены в учебных институтах, страны и СНГ ГАНГ им.акад.И.М.Губкина, ИФИНГ и др.

В последние годы» накоплен значительный; опыт по вскрытию пластов и освоению глубоких разведочных и эксплуатационных скважин.

Существенный вклад в разработку и совершенствование методики вскрытия пластов и освоения скважин, направленной на реализацию потенциальной продуктивности; скважин, внесли Ф.С.Абдулин, З.С.Алиев, В.А.Амиян, Ю.А.Балакирев, Г.И.Баренблатг, К.С.Басниев, З.Ф.Брайгер, Ю.Г.Бро, А.И.Булатов, Ю.В.Вадецкий, М.С.Винарский, И.Н.Гайворонский, Ш.К.Гиматудинов, А.Г.Горбунов, Г.Г.Денисов, Ю.П.Желтов, М:И.Зазуляк, Г.А.Зотов, В.М.Карпов, Ю.П.Коротаев, И.В.Кривоносов, А.Л.Литвинов, У.Д.Мамаджанов, А.Р.Марин, ф> Н.Р.Рабинович, С.А.Рябоконь, Б.П.Минеев, Б.Д.Панов, Ю.В.Семенов; В А Сидоровский; А.И.Сорока, Г.Д.Сухоносов, М:Г.Усманов, А.Ф Шакиров, А.И.Ширковский и многие другие.

Наряду с крупными достижениями в области вскрытия пластов и освоения скважин, усовершенствовании средств и способов реализации потенциальной ^ продуктивности скважин затраты средств и времени на эти работы остаются все еще высокими.

Из изложенного выше видная актуальность темы диссертационной работы, ее: ^ большое народнохозяйственное и научное значение. ЦЕЛЬ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

Разработка из внедрение теоретических основ и оптимальных технико-технологических режимов<реализациипотенциальной продуктивности;скважин> приt их заканчивай и и в зависимости; от геолого-физических; особенностей строения! пласта:

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

1. Теоретические и экспериментальные исследования! факторов, влияющих на эффективность реализации потенциальной продуктивности скважин:

21 Разработка техники* и технологии для повышения эффективности реализации потенциальной продуктивности скважин. НАУЧНАЯ НОВИЗНА

Научная новизна исследования состоит в-том;, что впервые:

1) комплексно рассмотрено влияние: всей совокупности! воздействия технико-технологических и геолого-физических; факторов при; заканчивал и и скважин на эффективность реализации потенциальной продуктивности скважин;

2) разработаны! теоретические* основы реализации? потенциальной продуктивности скважин в различных геолого-физических условиях;

3) математически сформулирована? и решена оптимизационная задача; о выборе режима вскрытия: пласта; конструкции забоя скважин и ее освоения? для; ф реализации потенциальной продуктивности скважин;

4) теоретически; и экспериментально1 исследован механизм- изменения; фильтрационно-емкостной характеристики пласта в призабойной зоне; при; заканчивают скважин в различных геолого-физических условиях;

5) теоретически исследовано влияние: литолого-физических и физико-Щ) механических свойств пласта; на; состояние гидродинамической связи пласта со; скважиной;

6) теоретически и экспериментально исследовано влияние геолого-физических свойств пласта? и залежи на1 выбор оптимальной конструкции забоя скважин, обусловливаюгцей реализацию ее потенциальной продуктовности;

7) теоретически и экспериментально исследовано влияние геолого-физических параметров; пласта на выбор; оптимального режима- вторичного вскрытия, обеспечивающего реализацию потенциальной продуктивности скважин;

8) теоретически и экспериментально исследовано влияние геолого-физических параметров пласта на выбор оптимального режима вызова; притока из пласта; обеспечивающего восстановление естественной проницаемости пласта в призабойной зоне;

9) теоретически и экспериментально исследовано влияние геолого-физических параметров пласта на выбор оптимальных методов интенсификации притоков нефти и газа из пласта; обеспечивающих реализацию потенциальной продуктивности скважин;

10) разработан и внедрен при освоении скважин способ кислотной обработки призабойной зоны; карбонатных пластов в скважинах с нарушенной гидродинамической связью с пластом;

11) разработана методика выбора оптимального режима кислотной обработки карбонатных пластов;

12) разработан и внедрен кавитационный смеситель для? приготовления технологических жидкостей! для освоения? скважин и интенсификации; притоков нефти и газа;

13) разработана методика выбора оптимального типа бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта исходя из его геолого-физической характеристики;

14) разработана методика выбора оптимального режима вызова притока из пласта (величины депрессии; на пласт, скорости ее создания и продолжительности воздействия исходя из его геолого-физической характеристики;

-1215) разработан вибрационный способ возбуждения пласта, обеспечивающий интенсивное восстановление естественной проницаемости призабойной зоны пласта в скважинах с ухудшенной гидродинамической связью с пластом;

16) разработана методика выбора оптимального режима виброобработки пласта при освоении скважин исходя из его геолого-физической характеристики;

17) разработана методика? прогноза ориентации трещин гидроразрыва пласта с закреплением трещин песком при освоении скважин;

18) разработана методика выбора? оптимального режима- глинокислотной обработки терригенных коллекторов;

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Критерий оптимизации; принципы выбора и математическая модель принятия решения при выборе оптимального режима реализации ? потенциальной?продуктивности скважин при их заканчивании в различных геолого-физических условиях.

2. Методика выбора оптимального типа бурового раствора и технологических параметров при вскрытии пласта по данным лабораторных исследований:

3. Методический подход к выбору оптимальной конструкции забоя;скважины при их заканчивании в различных геолого-физических условиях.

4; Методика выбора оптимального режима вторичного вскрытия пласта, обеспечивающего максимальное гидродинамическое совершенство скважин при их освоении.

5. Методика выбора оптимального режима вызова притока из пласта при; освоении скважин, обеспечивающего максимальную реализацию их потенциальной продуктивности.

6. Методика выбора оптимальной технологии интенсификации притоков нефти и газа при заканчивании скважин в различных геолого-физических условиях. ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ

Разработана система комплексного учета влияния геолого-физических и технологических факторов при заканчивании скважин на фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта, позволяющая оптимизировать режим вскрытия иласта, выбор; конструкции забоя скважин; режимы их освоения иi интенсификации прито ко в нефти и газа.

Разработана техника и технология освоения скважин физико-химическимиt методами воздействия на призабойную зону пласта в различных геолого-физических условиях.

Определены пути реализации потенциальной продуктивности скважин, разработаны научно-методические основы и технико-технологические приемы проведения работ по сохранению, восстановлению и увеличению естественной проницаемости пласта в призабойной зоне при заканчивании скважин.

Сформулированы основные требования! к, выбору режима, первичного и вторичного вскрытия пласта;, конструкции; забоя скважины, вызова притока из пласта и интенсификации} притоков нефти? и газа; обеспечивающих максимальную реализацию потенциальной! продуктивности скважин в различных геолого-физических условиях;

РЕАЛИЗАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ:

Основные результаты диссертационной работы включены в регламенты на испытание скважин на месторождениях ОАО"Саратовнефтегаз"и в технологические проекты на строительство скважин на площадях Саратовского Поволжья. АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Основные материалы диссертации доложены и обсуждены на Всесоюзных совещаниях по заканчиванию скважин ( г.Туапсе 1978-1979 г., г.Краснодар 1980 1981, 1983 г:, г.Дивноморск 1984-1988 г.), 2-ой Всесоюзной научно-технической! конференции "Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин" Ивано-Франковск, 1988 г., Республиканских совещаниях по заканчиванию скважин, г.Дивноморск, 1989 г., 1991-1995, г.Туапсе, 1990 г., г.Геленджик 1996 г., г.Радужный 1998 г., секциях научно-технического совета Конструкторского бюро производственного объединения "Саратовнефтегаз" 1976-1996 г., Научного Центра ОАО"Саратовнефтегаз" 1997-1998 г., производственно-технических совещаниях предприятий бурения и добычи нефти и газа ОАО"Саратовнефтегаз" 1976-2002 г. и на расширенном заседании кафедры геологии и геохимии горючих полезных ископаемых СГУ им.Н.Г.Чернышевского 1996-2002 г. ПУБЛИКАЦИИ

Основные положения диссертации изложены в 54 опубликованных и 20 фондовых работах. Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов и списка литературы, включающего 297 наименований отечественных и зарубежных авторов и изложена на 605 стр. компьютерного текста, включающего 71 таблицу и 103 рисунка.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Калинин, Вячеслав Федорович

25. Основные результаты исследований включены в регламенты на проведение работ по испытанию обсаженных разведочных и эксплуатационных скважин и интенсификации притоков нефти и газа при из освоении, утвержденных ОАО «Саратовнефтегаз», а также в технологические проекты на строительство скважин в Саратовском Поволжье.

-57626. Экономический эффект от внедрения разработанных регламентов рекомендаций на нефтегазоносных месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» период 1999-2000 год составил сумму свыше 83,0 млн.руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Калинин, Вячеслав Федорович, Саратов

1. Абдулин Ф.С. Добыча нефти и газа; -М.: Недра, 1983,-256с.2: Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин; -М.: Недра, 1975,-264с;

2. Абрамян С А. и др. О влиянии перфорации; на деформацию обсадных труб. Нефтяное хозяйство; 1968; №6, с.55-57

3. Аветисов А.Г. и др. Оптимизация процессов промывки и крепления скважин. М;: Недра; 1980,-221с.

4. Александров B.C., Силкин В.Ф. Влияние различных факторов на успешность выноса пластовых1 проб при использовании испытателей пластов: -РНТС ВНИИОЭНГ. Бурение, 1975, №9, с.27-30

5. Алмаев Р.Х. Влияние растворов неионогенных ПАВ на фазовые проницаемости нефтенасыщенных пород: Нефтяное хозяйство, 1991, № 2, с. 18-20

6. Амиров А.Д. Техника ил-ехнология освоения и эксплуатации скважин: -Mi: Недра, 1970,-350 с.

7. Амирханов Р.Х., Бурганугдинов К.Б., Ивановский Н.Ф. и др. Оборудование для очистки призабойной зоны пласта. Нефтяное хозяйство; № 10, 1978, с.56--58

8. Амияш В:А., Васильева Н.Л., Мурадян» И.М., Серенко^ И .А. Рациональные методы вскрытия нефтяных пластов. В кн. «Совершенствование вскрытия, испытания и освоения продуктивных пластов в эксплуатационных и разведочных скважинах». М.: Недра, 1969, с.3-18

9. Амиян В .А., Угол ев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин. -М.: Недра, 1970,-280с.1.. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. -М.: Недра, 1972,-336с.

10. Артамонов В.И;, Панов В.Д., Силкин В.Ф. Оценка продуктивности слабоприточных нефтегазовых пластов в глубоких разведочных скважинах. Нефтяное хозяйство. 1977, №111 с; 13-16

11. Ашрафьян М.О., Лебедев О.А., Саркисов Н.М. Совершенствование конструкций забоев скважин. -М.- Недра, 1987,-156 с.

12. Бабапян Г.А., Кравченко И.И., Мархасин И.Л.и др. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов. -М: Гостоптехиздат, 1962,-283 с.

13. Багиров К.Г., Юзбалиев Е.Г., Гукасян А.А. К вопросу вскрытия продуктивных горизонтов на площади Мурадханлы. Тематич.сб. научн. трудов., вып.43: Бурение глубоких нефтяных и газовых скважинш Азербайджане. Баку. 1977, с. 126-129

14. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород; -М;: Недра; 1982;,-256 с.

15. Балакиров Ю.А., Гребенчук А.В., Комарницкий Н.В. Влияние депрессии,на» изменение коэффициентов действующей мощности в нагнетательных и нефтяных скважинах Белоруссии. Нефтяное хозяйство. 1973, № 11, с. 32-35

16. Балакиров Ю.А., Оноприенко В.П., Стрешинский И.А.и др. Оптимизация режимов работы скважины. -М.: Недра, 1981, -221 с.

17. Бан А. Определение времени запаздывания восстановления давления в трещиноватой породе. Изв: АН СССР. Механика и машиностроение, 1961, № 4.

18. Басниев К.С. Подземная гидравлика. -М.: Недра, 1986, -303 с.

19. Булатов А.И., Качмар Ю. Д., Макаренко П.П. и др. Освоение скважин. Справочное пособие. Под ред. Яремийчука М.: 000"Недра-Бизнесцентр", 1999, с.472.

20. Белов А.Е., Дагаев И.Б. Опыт работы с испытателями пластов на больших глубинах. Нефтегазовая геология, геофизика и бурение, № 5, 1984, с.46-48.

21. Белов А.Е. Оптимальная продолжительность притока при испытании слабопроницаемых пластов в процессе бурения скважин. Бурение,№ 4, 1975, с.27--30.

22. Белов А.Е. Планирование технологических параметров режима испытания пластов в процессе бурения скважин. -РНТС ВНИИОЭНГ. Бурение, 1981, № 9, с.23-24.

23. Бережной А.И;, Зельцер П.Я:, Муха А.Г. Электрические и механические методы воздействия при цементировании скважины.-М.:Недра,1976, -183 с.

24. Близнюков В.Ю. Геолого-технологические условия проектного и оперативного выбора рациональных конструкций глубоких скважин. Нефтяное хозяйство, 1995, №10, с. 18-22.

25. Бро Ю.Г. Дренирование пластов с низкими давлениями пластоиспытателями. -РНТС ВНИИОЭНГ. Нефтепромысловое дело; 1979; №11, с.16-17

26. Бродский П.А., Фионов А.И., Тальнов В.Б. Опробование пластов приборами на кабеле: -Ml: Недра, 1974, -208 с.

27. Вадецкий Ю.В., Окунь Б.И. Влияние депрессии на трещиноватый коллектор нефти при его опробовании испытателем пластов. Нефтяное хозяйство, 1971, № 1, с.25-27.

28. Вадецкий Ю.В. Особенности вскрытия и опробования трещиноватых коллекторов нефти. -М.: Недра. 1973, -134 с.

29. Вольницкий Н.В. и др. Корпусные кумулятивные перфораторы для работ в глубоких высокотемпературных скважинах. В сб: «Прострелочно-взрывные работы в глубоких разведочных скважинах», ВНИИГеофизика, М., 1977.

30. Выжигин Г.Б. и др. Повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов: -РНТС «Бурение» 1980, № 10, с.6-8.

31. Выжигин Г.Б. Влияние условий вскрытия пластов и заканчивания скважин на продуктивность. Нефтяное хозяйство, 1985, № 5, с.45-48.49: Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В: Методика поисков и разведки залежей нефти и газа. -М.: Недра, 1985, -304 с:

32. Гадиев С.М: Использование вибрации в добыче нефти. -М.: Недра, 1977, -159 с.

33. Гавура В.Е. Исайчев В.В., Курбанов А.К. и др. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей; -М;: ВНИИОЭНГ, 1994, 346 с.

34. Горбунов А.Т., Забродин Д.П., Султанов Т.А. и др. Возможность разработки низкопродуктивных коллекторов системой горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, 1993, № 3, с.8-11.

35. Горбунов В.Е., Алиев 3.G. Влияние несовершенства газовых скважин на их продуктивность. Обзорная информация по серии «Разработка газовых и газоконденсатных месторождений», вып. 10, 1982.

36. Городнов Е.Д., Тесленко В.Н., Колесников П.И. и др. Исследование глин и новые рецептуры глинистых растворов. -М.: Недра, 1971, -203 с.

37. Григорян Н.Г., Ахметшин М.А., Гайворонский И.Н. и др. Эффективность вскрытия пласта перфорацией в зависимости от типа бурового раствора. Нефтяное хозяйство, 1973, № 11, с.15-19.

38. Демяненко Н.А., Минеев Б.П. Изменение фильтрационных характеристик карбонатных; коллекторов (по данным гидродинамических: исследований)-РНТС ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, 1982, № 8, с.28-30.

39. Демиденок А.Г. и др. О выборе оптимального числа перфорационных отверстий в скважинах. Нефтепромысловое дело, 1973, № 4, с.7-9.

40. Динков А.В., Федюхина И.Н. Влияние упруго-пластических деформаций призабойной зоны на дебит скважины. Сб. научных трудов «Особенности разработки глубокозалегающих месторождений природного газа», ВНИИГАЗ.-М. 1981, с.63-73.

41. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра; 1970; -239 с.

42. Джигирь H.JI., Сухоносов Т\Д1 Выбор продолжительности притока и восстановления давления при испытании трубным испытателем; Нефтяное хозяйство, 1976. № 10, с.47-49.

43. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И. и др. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. Москва: Наука, 1996. -541 с.

44. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтяного пласта. Изв. АН СССР, отд. технич. наук, 1955, 35.75: Желтов Ю.П. Деформации горных пород. -М.: Недра, 1966, -198 с.

45. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. -М:: Недра, 1975,-216 с.

46. Жигач К.Ф., Паус КС. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов. Нефтяное хозяйство; 1957, № 11.

47. Зотов Г.А., Тверковкин С.М. Газогидродинамические методы исследований газовых скважин. -М : Недра; 1970, -192 с.

48. Зотов Г.А., Динков А.В., Черных В.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах. -М.: Недра, 1987, -172 с.

49. Иванова М:М., Мизайлов Н.Н., Яремийчук Р.С. Задачи повышения продуктивности скважин. Нефтяное хозяйство, 1986, №11, с.28-32.

50. Ивачев JI.M. Промывочные жидкости в разведочном бурении. -М:: Недра, 1975: -216 с.88; Под ред. Зотова Г.А., Алиева 3.С. Инструкция по комплексномуисследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. -М.: Недра, 1980,-301 с.

51. Исаев Р. О методике обработки индикаторных кривых скважин трещиноватого коллектора. Нефтяное хозяйство, 1963, № 11; с.43-49.

52. Казанский В.В., Брагина О.А., Низовцев В.П. и др: Влияние растворимости* минералов на закупорку низкопроницаемых глинистых песчаников: Нефтяное. хозяйство, 1992. № 2, с:3-7.

53. Калинин В.Ф. Оптимизация величины депрессии на пласт при освоении глубоких разведочных скважин. Нефтяное хозяйство, 1979, № 10, с. 19-21.

54. Калинин В.Ф. Прогноз ориентациилрещин гидроразрыва в пласте и условия его возникновения при вскрытии пласта в процессе бурения; Депонирована во ВНИИОЭНГ. Справка № 649 от 27.XI 1.1979. Нефтяное хозяйство, 1980, № 2, с.31.

55. Калинин В.Ф. Выбор оптимальной депрессии на пласт при освоении скважин. Нефтяное хозяйство, 1982, 39, с.10-12.

56. Калинин В.Ф. Способ кумулятивной перфорации в среде спецжидкости. ИЛ № 47-81.НТД ЦНТИ Саратов, 1981, 2 с.

57. Калинин В.Ф. Жидкость-песконоситель для гидропескоструйной пе5рфорации и гидроразрыва пластов при испытании и заканчивании; скважин. ИЛ №37-85 НТД ЦНТИ Саратов, 1985, 2 с.

58. Калинин В.Ф., Глебов В.А., Аногшн А.Г., Муравьева Н.Б. Выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных. Нефтяное хозяйство, 1986, № 1, с.29-31.

59. Калинин В.Ф. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин. Нефтяное хозяйство, 1986; № 8, с.18-21.

60. Калинин В.Ф., Шапкина А Н. Прибор для определения скорости растворения карбонатных пород в кислотных растворах. ИЛ №323-87 ЦНТИ, Саратов, 1987, с.1-2.

61. Калинин В.Ф., Сысоев В.Г. Аэратор для освоения скважин с помощью пен. ИЛ № 94-88 ЦНТИ, Саратов, 1988, с.1-2

62. Калинин В.Ф., Разуваев'В.Д., Степанов Л.А., Шашков В.А. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов на месторождениях Западной= Сибири. Нефтяное хозяйство, 1990, №4, с.74-76.

63. Калинин В.Ф. Выбор продолжительности воздействия депрессии на пласт при освоении скважин. Нефтяное хозяйство, 1990, № 6, с.29-32

64. Калинин В.Ф. Выбороптимальной депрессии на пласт при выделении конденсата в призабойной зоне. Нефтяное хозяйство, 1990, № 11, с.42-45.

65. Калинин В.Ф. Освоение скважин с горизонтальным проложением;ствола в продуктивной части пласта. Нефтяное хозяйство, 1991, № 7, с.8-10.

66. Калинин В.Ф. Кислотный раствор для обработки карбонатного пласта. Каталог экспонатов выставок-ярмарок павильона «Нефтяная промышленность», ВДНХ СССР, ВНИИОЭНГ, Москва, 1991,-1 с.

67. Калинин В.Ф., Герасимов О.Д., Сысоев В.Г., Козлов Ю.Г. Способ освоения скважин. А.С. № 1705553 кл.Е2.1В 43/25 от 26.09.1988. Официальный патентный бюллетень 32, 992, Москва, -3 с.

68. Калинин В.Ф. Проведение гидроразрыва пластов (ГРП) с закреплением трещин песком. ИЛ № 172-92, ЦНТИ, Саратов, 1992, -2 с.-588120. Калинин В.Ф. Проведение солянокислотной обработки (СКО) в глубоких скважинах. ИЛ № 71-93, ЦНТИ, Саратов, 1993; -2 с.

69. Калинин В.Ф. Определение максимальной глубины снижения уровня» жидкости в скважине с помощью компрессора методом переключения потоков. ИЛ № 72-93, ЦНТИ, Саратов; 1993; -4 с.

70. Калинин В.Ф. Опыт работы по интенсификации притоков нефти и газа из глубокозалегающих карбонатных пластов на месторождениях Саратовского Поволжья. ИЛ № 73-93; МТЦНТИП, Саратов, 1993, -4 с:

71. Калинин В.Ф. Выбор оптимальной величины депрессии на пласт при; освоении скважин. ИЛ № 30-94^ МТЦНТИП, Саратов, 1994, -4 с.

72. Калинин В.Ф. Способ освоения скважин. Патент РФ № 2060379. Бюллетень «Изобретения» № 14 ВНИИПИ. Москва, 1996, -10 с.

73. Калинин В.Ф. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта. Патент РФ № 2078203. Бюллетень «Изобретения» № 12. ВНИИПИ. Москва, 1997,-10 с.

74. Калинин В.Ф., Лаврентьев B.C., Лихушин А.М:, Мишин Ф.А., Алексеев М.И. Заканчивание горизонтальной скважины Елшано-Курдюмского ПХГ. «Газовая промышленность», 1997, № 12, с.38-39.

75. Калинин В.Ф. Методика выбора бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов. Уч. пособие. Изд-во СГУ, Саратов, 1998, -39 с.

76. Калинин В.Ф. Оптимизация выбора перфорационных жидкостей при испытании скважин. Уч. пособие. Изд-во СГУ, Саратов, 1998, -28 с.

77. Калинин В.Ф. Применение обращенных эмульсий для вскрытия продуктивных пластов на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз». Нефтяное хозяйство, 1998, № 12, с.11-13

78. Калинин В.Ф., Коробов А.Д., Чижикова Н.П. и др. Изучение минеральных преобразований терригенного коллектора при глинокислотной обработке. Нефтяное хозяйство. 2004, №1, с.37-41.

79. Каретко О.Н., Сидорова Т.К., Назарова В.П. Способы вторичного вскрытия продуктивных пластов путем перфорации. HTPIC «Нефтегазовая геология, геофизика и бурение», М., 1984, № 12, с.21-23:

80. Качалов О.Б. О характере фазовых превращений в призабойной зоне скважин при неизотермической фильтрации газа. В кн. «Разработка газовых месторождений». -Д., Недра, 1969, с. 15-17.

81. Качалов Б.О., Никулин Б.В., Ледванов В.Е. и др. Влияние степени разгрузки пласта в процессе бурения на продуктивность скважин. В сб.«Техника и технология строительства скважин на суше и на море», 1989, № 1, с.32-34.

82. Качагов Г.И. Распределение нормальных напряжений в приствольной зоне скважины. Труды 1 Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. -М.: Недра, 1965, с.368-374.

83. Качмар Ю.Д. Проектирование кислотной обработки поровых слабопроницаемых коллекторов. Нефтяное хозяйство. 1981, № 1, с.33-35.

84. Козубовский А.Г. Некоторые особенности распределения фильтрата бурового раствора в призабойной зоне скважин. В сб. «Вопросы вскрытия и разобщения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири», СИБНИИНП, Тюмень, 1983, с.27-31

85. Коломоец А.В. Предупреждение и ликвидация прихватов в разведочном бурении. -М.: Недра, 1985, -220 с.159: Коротаев Ю.П: Комплексная разведка и разработка газовых месторождений: -М:: Недра; 1968; -428 с.

86. Котяхов Ф.И. Физика нефтяного и газового пласта. -М.: Недра, 1977, -287 с.

87. Кравченко Б.И. и др. Декольматация трещинных коллекторов периодическим газлифтом: Нефтяное хозяйство; № 3, 1982. с.20-22.

88. Кристеан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности; и приемистости скважин. -М.: Недра, 1985, 184 с.

89. Куксов А.К., Пеньков А.И. Внедрение новых разработок для повышения продуктивности скважин на месторождениях ОАО «Пурнефтегаз»,Нефтяное хозяйство; 1996; № 1, с.43-45.

90. Лапшин П.С. и др. Испытание скважин; вскрывших газоносные пласты с низкими коллекторскими свойствами: Газовая промышленность, 1974, № 12, с.36-37.

91. Макаров JI.B., Сторожев А.Д. Изучение явления разгрузки горных пород в приствольной зоне скважины в целях повышения производительности скважин в Салымском районе.- РНТС, Бурение, 1980, №10, с.14-16.

92. Максимов С.П., Дикенштейн Г.Х., Лоджевская М.И. Формирование и размещение залежей нефти и газа на больших глубинах. -М:: Недра; 1984, -287 с.

93. Мамаджанов У. Д., Рахимов А.К., Полянов Г.А. и др. Заканчивая и е газовых скважин. -М.: Недра, 1979, -174 с.

94. Марин А.Р. Методика расчета времени дренирования скважин плаото-испытателями. -РНТС ВНИИОЭНГ. Нефтепромысловое дело, 1973, № 10, с.12-14.

95. Маркелов С.В., Абдульманов И.Г., Смирнов М.М., Абрамов В.А. и др. Способ перфорации эксплуатационных колонн скважин. А.С. 1395812. Бюллетень № 18, 15.05.1988.

96. Марморшгейн JI.M. Петрофизические свойства осадочных пород при высоких давлениях и температурах. -М:: Недра, 1985; -190 с:

97. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М. Гостоптехиздат. 1949, -628 с.

98. Минеев Б.П. Исследование процессов, сопутствующих кумулятивной; перфорации. РНТС «Нефтепромысловое дело»; 1975, № 7, с.9-12.

99. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М:, Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. -М;: Недра, 1992, -270 с:

100. Муслимов Р.Х., Габдуллин Р.Г. Выбор плотности перфорации скважин; Нефтяное хозяйство; 1983; № 8, с.31-33.

101. Г. Николаевский В.Н., Басниев K.G., Горбунов А.Т. и др. Механика насыщенных пористых сред. -М.: Недра, 1970, -334 с.

102. Овчинников В.И., Афанасьев В.А. Совершенствование способов освоения скважин на месторождениях Западной Сибири: Нефтяное хозяйство, 1985, №8, с. 19-22.

103. Павленко ГА;, Ковалев В.И. Эффективность применения перфораторных зарядов с повышенной пробивной способностью в ОАО «Ноябрьск-нефтегазгеофизика», НТЖ, Нефтепромысловое дело, 1999, № 6, с.35-41.

104. Панов Б.Д., Бакулин В.Г. Совершенствование технологии вскрытия и опробования продуктивных пластов в скважинах. -М.: Недра; 1973!, -232 с.

105. Паус К.Ф. Буровые растворы. -М.: Недра, 1973, -304 с.

106. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. -М.: Гостоптехиздат, 1961, -570 с.

107. Победоносцева Н.Н., Асан-Нури К.А. Заканчивание скважин за рубежом. Обзорная информация. Вып.З. серия: Бурение газовых и газоконденсатных скважин. ВНИИОЭНГ, Mi, 1982.

108. Попов В.К., Ежов В.А. Кумулятивная перфорация скважин на больших глубинах. PHTG Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1972, № 10, С.6-9;

109. Ратушняк Н.С. Проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: Недра, 1968, -144 с.

110. Романенков П.Г., Курочкина М.И. Гидромеханические процессы химической технологии. JL «Химия», 1974, -288 с.

111. Сафронов А.Ф., Дьяконов Л.Г., Коновалов В.М. Влияние твердой фазы буровых растворов на проницаемость пласта в призабойной зоне: РНТС ВНИИОЭНГ. Бурение, 1981, № 1, с.36-38.

112. Семенов Ю.В., Георгиев Г.Д., Иванов В.В. Выбор параметров технологического режима испытания объектов в процессе бурения скважин. Нефтяное хозяйство, 1975; № 8^ с.55-56.

113. Семенов Ю.В., Войтенко B.C., Обморышев К.М. и др. Испытание нефтегазоразведочных скважин в колонне. -Mi: Недра, 1983, -134 с.

114. Серяков А.С., Мухин Л:К., Лубан В.З. и др. Электрическая природа осложнений в скважинах и борьба с ними. -М.: Недра, 1980,-134 с.

115. Сидоровский В.А. Опробование разведочных скважин. -М.: Недра, 1968, -165 с.

116. Сизоненко О Н., Ляпис Д.Н., Буряк В.Н. и др. Исследование воздействия электрического взрыва на проницаемость пород в процессе фильтрации. Нефтяное хозяйство, 1993, №> 9, с. 19-21.

117. Сумен Дж.С. Руководство по борьбе с песком в скважинах. Всесоюзный центр переводов научно-технической литературы. М., 1976:

118. Сургучев M.JL, Колганов В.И., Гавура А.В. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. -М.: Недра, 1987, -230 с.

119. Степанянц А.К. Вскрытие продуктивных пластов. -М.: Недра, 1968, -416 с.

120. Сухоносов Г.Д. Испытание необсаженных скважин. -М.: Недра, 1978, -279 с:

121. Сургучев M.J1., Кузнецов O.J1., Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустическое; тепловое и»циклическое воздействие на нефтяные пласты; -М.: Недра, 1975,-175 с.

122. Ус Е.М. Проникновение промывочной жидкости в проницаемые пласты и ее влияние на разработку газоконденсатных залежей в Западном Предкавказье. Газовое дело. 1971, № 8, с.8-10.

123. Харрис М. Journal of Petroleum Technology. 1966, 1У, У, 18, № 4, р.518--528.

124. Хоминец З.Д., Стефанюк М.Т. Выбор методов интенсификации при освоении скважин. Нефтяное хозяйство, 1990, № 11, с.34-42.

125. Хонг К.С. Способ расчета продуктивности перфорированных скважин . Р.Т. 1976, У.27.№8, р.р.1027-1038.

126. Хейфец И.Б., Яремийчук Р.С., Бачериков А.В. Методика оценки специальных жидкостей для перфорации скважин: Нефтяная и газовая промышленность, 1987, № 1.

127. Чернов Н.И., Литвинов А.А., Макушев Ф.И. и др. Эксплуатация нефтяных скважин открытым забоем в карбонатных породах. Разработка газовых месторождений и транспорт газа. Л., Недра, 1970, с.37-41.

128. Шакиров А.Ф. и др. Испытание: пластов с предварительной* кислотной; обработкой в необсаженных скважинах. Нефтяное хозяйство, 1977, № 11.

129. Шапиро Д.А. Физико-химические явления в горных породах и их исследование в нефтепром ысловой геофизике; М: :Недра, 1976, -291 с.

130. Шахмаев З.М. Течение вязко-пластичных жидкостей в пористой среде. В сб. «Вопросы технологии добычи нефти и бурения нефтяных скважин». Труды УфНИИ, Уфа, 1963, вып.1, с. 145-163.

131. Шехтман Ю.М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий. Изд-во АН СССР. М., 1961,-211с.

132. Ширковский А. И: Интерпретация результатов гидродинамических исследований газоконденсатных скважин. М., ВНИИЭгазнром. Научно-техн.обзор. Серия «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» .1977 ,вып.4

133. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: Недра; 1987,-309 с.

134. Шмелев П.С. Бурение глубоких скважин в условиях аномального воздействия коррозионно-акгивных сред. -М.: Наука, 1998, -351.

135. Шмыгля П.Т. Расчет несовершенства скважин при кумулятивной перфорации. ННТ серия НД№ 7, ГОСИНТИ, 1958.

136. Щелкачев В.П., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.Гостоптехиздат, 1949, -523 с.

137. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при; упругом режиме. М; Гостоптехиздат, 1959, -467 с.

138. Щуров В.И. Влияние перфорации? на; приток жидкости из пласта; в скважину. Труды; совещания по развитию; научно-исследовательских работ в области вторичных; методов: добычи нефти: Издание; АН; Азербайджанской: ССР, 1953, с. 15-18.

139. Яремийчук Р.С. Создание депрессий на пласт с помощью струйных аппаратов. Нефтяное хозяйство, 1981, №11, с.12-13.

140. Яремийчук Р.С. Восстановление коллекторских свойств: пласта; в: приствольной; зоне скважин при; воздействии на него цикличными; депрессиями. Нефтяное хозяйство, 1982, № 6, с. 19-20:

141. Ясашин A.M. Вскрытие, опробование и испытание пластов -М.: Недра; 1979, -344 с.

142. Ясашин A.M. Особенности испытания и опробования пластов в процессе бурения скважин. Труды ВНИИБТ, Москва, 1978, вып.ХЬШ, с.3-8.

143. Klots F.A., Krneger R.F., Pye D.S. Effekt of performation damage on well produktivity. J. Petrol. Technol., 1974, XI, vol.26, № 11, p.p. 1303-1314.

144. Fatt I. The Effekt of Overburden Pressure on Relative Permeability. - J. of Petr.Tech.1953. Okt.

145. E.R.Glen, H.L.Slosser, I.L.Huilt. Faetore affecting well productivity.- Journal; Petroleum Technology, 1957, May, № 5;

146. M.C.Aaron Cheng. Perforating damage and shot density analyzed: Oil and Gas journal. 1985: 83, №9, p.p.112-115;

147. Amerer N.H. Rosa Hashemi, Jewell J.E. Complection fluids. A Generic Overviev Parts 1 1983; Vol.44, №8: p.55-67.

148. Maly George P. Minimazing formatiun, Damage 1. Proper fluid helps avoid damage. Oil and Gas I., 1976, 22/111. Vol.74, № 12, p.p.68-70, 75-76.

149. G.O.Suman. Sand Control Handbook Houston, Texas: Gulf Publishing Co. 1975.-250 p.p.

150. J.H.Thommer, A.Abrame. A shallow plugging selective reentry technique for profile correction.-Journal Petrol. Technol. 1977, 29, May. (p.p.571-578).