Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геолого-геофизические основы технологий интенсификации притоков в нефтегазоразведочных скважинах

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геофизические основы технологий интенсификации притоков в нефтегазоразведочных скважинах"

НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ПО р Г 8 0 ДгЕОФИ ЗИЧЕСКИМ РАБОТАМ В СКВАЖИНАХ

(НПГП "ГЕРС")

- -Ч Л»

На правах рукописи

ЯГАФАРОВ АЛИК КАЮМОВИЧ

ГЕОЛОГО-ГЕОФИ 31ЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОШЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКОВ В НВФТЕГАЗОРАЗ-ВЩОЧНЫХ СКВАЖИНАХ

Специальность: 04.00.12 - геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых, 04.00.17 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Тверь - 1994

Работа вы"олнена в Западно-Сибирском научно-исследовательском и проектно-конструкторском институте технологии глубокого разведочного бурения

Научный консультант - доктор геолого-минералогических наук, профессор

йедорцов в.К.

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор лалимов Э.М.•

доктор геолого-минервлогических наук

Соколов В.Я.

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Басин Я.Н. Ведущая организация: институт СибШШШ Защита состоится 12 апреля 19^4 г. в 14 часов 00 мин. на заседании специализированного совета Д 071.18.01 в научно-производственном государственном предприятии!) по геофизическим работам в скважинах (ШШ "ГКРС") по адресу: 170034, г. Тверь, проспект ЧаГжовского, 26/2 конференц-зал.. . .

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИШК НИШ "ГЕРС".

Автореферат разослан 10 марта 1994 г.

Ученый секретарь специализированного совета доктор физико-математических наук доцент

:ких наук, ^/^^^ч^Х^луздовскиЙ В.В.

СЕДАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЕСШ

А^^'альнс-сть проблемы. Б Г-аладной Сибири. крупнейшем нефтегазовом регионе страны, в последние годы все больше возрастает роль сложнопостроенньк залежей. Увеличение в балансе подготовленных запасов нефти в залежал с дебит аш менее 5 т .'сут- объективная закономерность. отражающая динамику изменения потенциальных ресурсов.-Объем подготовленных запасов концерном "Тсменьгеология" по категориям А+Енл с 1939 года падает. И несмотря на зто основной объем прироста запасов нефти все еще приходится на западно-сибирские рай оны Среднего Приобъя. Промышленные запасы по нефтегазоносным комплексам в :?ападной Сибири распределены неравномерно. Если в Среднеобской нефтегазоносной области основные запасы приурочены к отложениям неокома, ачимовской толщи и верхней юры. то во Фро-ловскоп нефтегазоносной области они приурочена к отложениям ннд-несреднесрского комплекса. Всего по региону в вышеперечисленны:': комплексах запасы по категории С2 составляют около £7" от общих. Для этих нефтегазовых комплексов характерны глубокозалегакщие зале.«! и невысокие дебиты скважин.

Неуклонно снижается дебиты скважин и в нефтедобывающей отрасли. Средний дебит новых скважин к 19.39 году снизился со 160 т 'сут до ГГ.. 9 т.'сут. а в 1990 году составил уже 14 т/сут. Геэко снижаемые объемы бурения как в геологическом, так и добывающем производстве приводят к падению добычи нефти в целом по региону. Связано зто как с экономическими трудностями, так и со слабой технической оснащенностью. Такое положение определяет необходимость повысить степень оценки достоверности запасов и состояния освоения углеводородного сырья. ( в особенности нефти), путем широкого и комплексного использования геолого-геофизических данных.

Темпы прироста запасов нефти во многом зависят от геологического строения месторождений. Поскольку в последние годы в Западной Сибири основные объемы разведываемых запасов углеводе«:родов приурочены к сложкопостроенным залежам, переходным водонефтяным зонам г коллекторам с пониженными Фильтрационно-емкостными свойствами с ФЕС) неокома и сры. вовлечение их в разработку в ближайшее время без использования методов интенсификации притоков невозможно. Известно достаточно много методов воздействия на прнскважинную зону пласта для повышения его продуктивности. В ряде регионов их

ПрИМвНеНИс ЗффеКТИВНО. В то же время перенос любых хорошо Эзрекс-мендовавших себя методов на месторождения Западноп Сибири h-íвсегда оправдан. Связано это со свойствами и характером смачиваемости коллекторов. насыща»щ?1ми его пластовым» флюидами. Б связи с' этим повышение продуктивности скважин, вскрывающих зоны пластов с пони-ленными CEC. переходные водонефтяные зоны, а такие сложопостроен-ные залежи является актуальной, важной народнохозяйственной проблемой. связанной в целом с повышением эффективности геологораэве-' дачного производства и добычи нефти. Это тем более важно, что в указанных зонах содержатся значительные запасы нефти. Отсутствие научного геолого-геофнзического обоснования применения методов ин-тенсификацш! притоков из вышеуказанных зон залежей снижает геоло-гопромысловую эффективность применяемых методов.

Диссертация посвящена научному обоснованию и применению ресурсо- и энергосберегающих технологий и технических решений в области интенсификации притоков, внедрение которых внесет . значительный вклад в ускорение научно-технического прогресса в геологоразведочном производстве.

Цель работы разработать геолого-геофизические основы методолог..и выбора способов интенсификации притоков и водонзоляционных работ при испытании скважин в низкопроницаемом и сложно-построенном нефтензсыаденном террнгенном коллекторе и переходных водонефтяны:-: зонах месторождений.

Основные задачи исследований:

-Изучить особенности геологического строения нефтяных месторождений и условия вскрытия продуктивного пласта бурением и в колонне в части влияния их на выбор объекта воздействия и способ интенсификации притоков нефти или водонзоляционных работ.

-Разработать методологию выбора способов интенсификации притоков нефти и водонзоляционных работ . и границы их эффективного применения при испытании поисковых и разведочных скважин в нпзкоп-роницаемом и сложнопостроенном коллекторе и переходных водонефтя-кых зонах месторождений.

-Разработать новые высокоэффективные ресурсо- и энергосберегающие технологии интенсификации притоков нефти и водонзоляционных работ в низнепроницаемом и сложнопостроенном коллекторе и переходных водонефтяных зонах месторождений.

Научная новизна исследований:

К числу основных результатов, определяющих научную новизну

настоящей работы относятся:

1. Тр»т>:м^рная геологе-гесфи?нч«кая исд^м- объекта исследования, в которой•одна группа признаков связана с различиями в фильтрационных свойствах коллекторов, другая - с различиями в степени подвижности насыщающих пласт флюидов и их насыадгнности по высоте залежи и третья -с состоянием прискважянной зоны пласта при вскрытии их бурением и в обсаженном стволе.

2.Геолого-геофизические основы методологии выбора способов интенсификации притоков и водоизоляционных работ при испытании скважин в ниэкопроницаемом и сложнопостроенном коллекторе и переходных водонефтяных зонах.

3. Новые ресурсо- и энергосберегающие технологии в области интенсификации притоков из низкопроницаеыых, сложнопостроенных тер-ригенных коллекторов и переходных водонефтяных зон с получением кислотных, кислотно-щелочных и других рабочих жидкостей из порошкообразных реагентов.

4. Установленные границы эффективного применения технологий по интенсификации притоков и водоизоляционных работ в глубоких нефте-газоразведочных скважинах.

Основные защищаемые положения:

1. Комплекс высокоэффективных ресурсо- и энергосберегающих рецептур рабочих жидкостей и технологий интенсификации притоков из низкопроницаемого и сложнопостроенного терригенного коллектора физико-химическими (в том числе в комплексе с виброциклическими) методами:

-рецептуры и технологии воздействия на призабойную (присква-жиннуг)зону пласта (ПЗП) кислотными растворами, получаемыми из порошкообразных реагентов;

-рецептуры и технологии кислотно-щелочных и метанольно-щелоч-ных способов воздействия на ПЗП;

-способ воздействия на ПЗП, предполагающий более полное прохождение реакции кислотного раствора с горной породой;

-способ вскрытия и интенсификации притоков из сложнопострсэнных порово-трещинных пластов;

-способ вскрытия продуктивных пластов в колонне с сохранением фильтрационнс-емкостных свойств коллектора:

-технология снижения давления разрыва горных пород при геолого-разведочном процессе (ГРП) и рецептура жидкостей разрыва и пес-коносителя;

-конструкции технических средств для виброциклического воздействия на ПРП (вибратор , струйный насос).

Г. Комплекс новых высокоэффективных ресурсо и энергосберегающих рецептур и технологий водоизоляционных работ Физико-химическими методами при испытании скважин в переходных водонефтяных зонах:

-рецептуры и технологии селективной изоляции водопритоков реагентами на основе тяжелой смолы пиролиза нефгги. талового масла и кремний-органических соединения-модификатора, этилсиликата, гидрофобной кремний-органической жидкости (ГКЖ-101;

-рецептуры и технологии изоляции притоков подошвенных вод и ликвидации эаколонных перетоков на основе хлорида кальция, синтетической виноградной кислоты и кремний-органических соединений I этилсиликата), а также на сснове поливинилового спирта и (ТКЖ-10);

-технология выработки запасов из зон недонасышгния залежей нефти.

3. Методология выбора способов интенсификации притоков и водоизоляционных работ при испытании скважин в низкопроницаемом и оложнопостроенном терригениом коллекторе и переходных водонефтяных зонах месте-юждений.

Практичен-ая ценность исследований.

1. Разработанные геолого-геофизические основы выбора объектов и способов интенсификации' притоков внедрены во всех нефтегазораэ-ведочных предприятиях концерна "Тюменьгеолигия".

2. Технологии ограничения и изоляции притоков пластовых еод ''подошвенных, диффузных слоев, межпластовых и заколонных перето-коб1 внедрены на предприятиях концерна "Тюменьгеология".

3.Разработаны технологии получения соляной и азотной кислот из порошкообразных реагентов различного химического состава для интенсификации притоков (технология получения соляная кислота внедрена на всех предприятиях концерна "Тюменьгеология").

4. Разработанная технология кислотно-палочного воздействия на пласт в комплексе со струйными аппаратами внедрена в ГГП Ханты- Мзнсийскне^тегазгеология.

Б.Разработаны новые эффективные рецептуры рабочих кислотных раст--<ров для интенсификации притоков.

6. Разработаны инструктивные документы для проведения работ по интенсификации притоков и водоизоляционнымм работам в нефгегазоразведочных скважинах Западной Сибири.

Внедрение разработок автора в производство позволило перевести в промышленную категорию 220 млн. т нефти.

Апробация работы. Основные положения работы докладывались и обсуждались на Всесоюзных совепщиях (г.г.Ухта, 1976г.; Ижевск, 1981г.: Стрый, 1983г.: Джубга, 1987г.: Мурманск, 1989г.: Лермонтовой 1990г.), школах-семинарах передового опыта по испытанию скважин Ыингео РСФСР и Главтюменьгеологии-1976,1978,1980,1981,1983гг. областных научно-практических конференциях в г. Тюмени-1985.1986. школе-семинаре по испытаниг скважин в г.Тверь. 1993.. №?лгосу-дарственной конференции в г. Тюмени, 1993г.

Ц^ликации. П-. теме дисс-^тдции •: п;гб линовано '."».-.лее СО работ. р. том числе С брошюры, 20 изобретений и два положительных решения на выдач;/' патентов.

Структура диссертации. Работа состоит из введения, шести глав и заключения, содержит 400 страниц, в том числе: 302 страницы машинописного текста, 29 рисунков, 69 таблиц. Список литературы включает 14Б наименований.

Фактический материал. В диссертации обобщены результаты работ по выделению нефтенасьпценных коллекторов, их испытанию и интенсификации притоков нефти по 56 площадям ц 402 скважинам. В работе использованы обширные геолого-геофизические материалы, накопленные в геологических и геофизических организациях концерна "Тюменьгео-логия", ЗапСибНИГНИ, БапСибЕурНИШ, СибНИИНП , СНИИГГиМСе и других, позволяющие судить о геологическом строении региона, месторождений, залежей, вырабатывать оптимальные приемы и методы по освоению скважин и интенсификации притоков.

Работы по освоению скважин и интенсификации притоков проводи лись геологическими службами нефтегааорагведочныд экспедиций. Диссертация базируется на результатах исследований, выполненных автором лично или при его непосредственном участии, и по его инициативе и под его научным руководством в Тюменской тематической экспедиции Главтюменьгеологии (1975 - 1984гг.) и в ЗапСибБурНИПИ (с 1984 года по настоящее время). Автор принимал участие в планировании и обеспечении выделения в разрезах сложнопостроенных объектов с целью их испытания и интенсификации из них притоков, во внедрении разработанных технологий и методик.

Автором разработаны методики лабораторных исследований по изучению эффективности применения электролитов, ПАВ, кислотных растворов и других реагентов для повышения продуктивности скважин. Бее научные исследования в области освоения сквалин и интенсификации притоков, а также лабораторные и специальные работы на скважинах проводились под непосредственным руководством соискателя. Ав т.-.р принимал личное участие в работах на 66 скважинах и 30 развё-дочны* плещздя? Западной Сибири.

При выполнении работы на протяжении многих лет автор тесно сотрудничал со специалистами в области геолого-геофизического изучения разрезов скважин, их освоения и интенсификации из них притоков из разных организаций концерна Тюменьгеология, СибНИИНП. ЗапСибНИГНИ, ВНИГРИ, ВНИИГИС, ВНИГИК, ВНИПИвэрывгеофиэика.

Автор выражает искреннюю благодарность научному консультанту доктору наук, профессору Е К. Фгдорцову за ценные советы, поддержку и помощь в постановке задач исследований и при написании диссерта-

Ц1111.

Автор глубоко признателен докторам наук Ахиярову В. X. , Канзлину В. Г., Козяру а Ф., Кучутву Р. Я , Лапшину П. С. , ИзгарнлуР. 3. . Fv4Khhv А. В. .Телкову А. П. ,Хафиэову Ф. 3. , Фоменко В. Г. .Шарипову А. У. . Чураеву Н. В. за ценные и плодотворные советы и консультации в процессе,- работы над диссертацией.

Автор выражает сердечную благодарность специалистам научных и производственных организаций кандидатам наук Даровских А. Е , Замахаеву В. С. ,5емцову Ю. В. ,Клещенко И. И. .Санину В. П. .Симонову Е И. , Синькову А. Б. .Нестерову В. Н. .Шустову В. В. , а также Брехунцову А. М. , Барташевйчу Ю. А., Садыкову Р. Г., Козлову O.A. , Копееву В. Д., Никулину Б. В. , Беспалову В. ¡J. , Вылегжаниной Л. А., Голубе вой Е. Ф. , Гринько А. А. , Демичеву С. С. , Шлеину Г. А. и другим за практическую помощь и поддержку.при подготовке и обсуждении работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОЛЬ НЕФТЯНЫХ - МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

Изучению геологического строения платформенного чехла Западно - Сибирской плиты посвящены работы М. И. Винштока, Ф. Г. Гурари, Т. И. Гуровой, А. Е. Еханина, Е П. Каэаринова. Ю. Н. Карагодина, 0. П. Колгановой, А. Э. Конторовича, Н. ЗС Кулахметова, В. И. маркевича, И. И. Нестерова, Л. И. Ровнина, М. Я. Рудкевича, Ф. К. Салманова, А. И. Сидоренкова, Е Г.-Смирнова, Б. В. Топычканова, А. А. Трофимука, И. И. Ушатинского, К. А. Шилькана, Е И. Шпильмана, А. Г. Юдина, II Г. Эрвье и других исследователей.

В:д территория • Западно - Сибирской плиты делится на три региональных тектонических элемента-Внявший тектонический пояс. Центральная и '"¡-верная тектонические области. Центральную тектоническую область слагают положительные структуры 1 порядка; Краоно-ленинский. Сургутский. Нижневартовский, Каймысоьокий, Блади мирский. К^-жовский, Степановский своды, Александровский. Пыль-Ка-раминский. Парабельский и другие мегавалы, осложненные, как правило, структурами П порядка.

Открытые нефтяные месторождения сосредоточены в основном в Среднеобокой. ^оловской, Надым-Пурской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областях.

В Западной Сибири мезозойские отложения подр-азделяются на несколько нефтегазоносных комплексов, различающихся по особенностям размеин-ния залежей, их строения. требумцих индивидуальной стратегии освоения.

Нижне-м*:кий нефтегазовый комплекс, перекрытый глинистой то-аг-с»>й покрышкой, пока изучен очень неравномерно. Имеющиеся данные показывает. что ловушки этого комплекса имеит сложную геометрию, практически не подчиняющуюся структурному ■ конп-олю. 1Содлекторскне свойства этих пород по сравнению с отложениями тюм-некой свиты выше, поэтому на данный комплекс возлагаются основные надсады при разведке больших < более 4.5 км) глубин.

На нижнеюрском, Сат-байосском и келловей-байосеком н'-Фтггаэо-носных комплексах промышленная нефтеносность пластов КГ доказана в пределах Приуральской, Фроловской. Среднеобской, Каймыеовской. Надым-Пурской и Ямальской НТО.

В васюганском подкомплексе верхнеюрского нефтегазоносного комплекса регионально нефтегазоносный пласт Ю1 обладит уникальной особенностью -почти все ловушки в пределах перспективных зон -го распространения оказались продуктивными.

Гажг-н.'.вокиП подкомплекс верхнеюрского комплекса им—-т широко.-распространение. Основные геолого-геофизические параметры н-({тесо-дерлащнх пород этого подкомплекса остаются практически неизученными.

Ачимовский нефтегазоносный комплекс образован пеечано-алевритовыми линзами, прерывистыми пластами с низкими дебитами. Здесь сочетается несколько неблагоприятных факторов: очень сложная геометрия коллекторов, низкие коллекторские свойет:а, их высокая из-

- в -

менчивость. Развитие в северных районах гон с АВПД заставляет вскрывать эти пласты на сверхтяжелых промывочных жидкостях. Это приводит к существенному техногенном;/' ухудшению коллекторов. К залежам вышележащих нефтегазовых комплексов (неокомский, верхнеапт-сеноманский) приурочены основные разведанные ресурсы нефти, газа и конденсата. Часть этих залежей также имеет сложное строение. Это нефтяные оторочки ееноманз. литологические залежи неокома и ряд других.

Е работе рассмотрены примеры отрицательного ¡! положител»ного флшдодинзмнческого воздействия на коллекторе-кие свойства пород на различных структурных уровнях в пределах гон динамического влияния разрывов. Результаты деформационных исследований говорят о возможности флюидного переноса минеральных масс в зонах разломов из палеозойских и юрских пород в наиболее приемистую часть разреза вышележащ« отложений.

Нефтегазовый коллектор, как гетерогенная система со взаимопроникающими фазами в-залежи, характеризуется двумя группами базисных признаков, определяющих структуроформирутацие свойства- степенью насыщения коллектора углеводородами и его фильтрационными свойствами. Исследования, . проведенные Б. Ю. Еендельштейном (1969,1975), Е. И. Леонтьевым, . Л. М. Дорогоницкой, Г.С.Кузнецовым,

A. С. Малыхиным (1975), С. П. Саниным, М. Ф. Свшцэвым (1974,1976),

B. X. Ахияровым (1980) показали, что при изучении геологической неоднородности необходимо наряду с базисными свойствами и признаками использовать и косвенные геофизические признаки. Это особенно важно там, где по каким-то причинам не представляется возможным определить значения базисных признаков из-за отсутствия кернового материала. Для дифференцирования коллекторов по классам Е. И. Леонтьевым в 1975 году было предложено.использовать относительную величину естественного электрического поля -оСпс=0. 2-1. 0. В. X Ахияров (1984) на основе анализа различных корреляционных зависимостей предложил устанавливать два граничных значения, позволяющих делить породы по литологическим типам на песчаники, алевролиты и глинистые алевролиты. В. К. ССедорцовым (1986) поровые коллекторы меловых отложений месторождений Широтного Приобгя разделены на низкоп- ' роницаемые, высокопроницаемые и коллекторы средней проницаемости. Диссертант, являясь приверженцем последней версии, использовал этот подход в своих исследованиях. Используя такую классификацию для неокомских -^тложений Среднеобской нефтегазоносной области показано, что в низкопроницаемых коллекторах сосредоточены значи-

тельные объемы запасов (в отложениях ачимовской толщи до 'ЗОХ, в пласте ЕВ10- на Вэнгапуровском месторождении - 25" и т.д. I.

Исследования проведенные рядом авторов, указывают на то. что в нефтяных залежах, подстилаемых водой, имеются переходные зоны, в которых наблюдается двухфазное насыщение. Одним из первых предложил выделять переходные зоны по данным ГИС (по величине удельного электрического сопротивления) К Н. Сохранов (1960). исследовавший нефтяные залежи на месторождениях Волго-Уральокой провинции. Согласно Н. Е Сохранову по восстанию пластов выделяют три зоны: водо-насынк-нная. пониженной нефггенаоыщенности или переходная и максимального нефтенасыщения.

Детальное изучение геолого-геофизическими методами строения нефтяных залежей Западной Сибири позволило Н.Д.Евко, Н.Ф. Зосимову, Е Г. Каналину. Ы. К. Капраловой, Ш. С. Ыикаэляну, Е П Санину. М. Ф. Свии^ву выделять в р.азрезе четыре зоны с различным насыщением- водо-наоьга^нную, с остаточной нефтью, недонасьинния нефтью и предельного н-фтенасыщения. Вторая и третья имеют двухфазное насыщение. В. К. Федорцов. рассмотрев залежь как укрупненную скважину, установил границы зон по высоте залежи на основе^ статистического дифференцирования распределения удельного электрического сопротивления однотипных по своему .цитологическому составу пород. Вопросы определения по данным ГИС подсчетных параметров и прогнозирования по данным ГИС продуктивности коллекторов переходных зон Западной Сибири подробно изложены в диссертационной работе Гг.мтнко Е Г. (1993. I. В выполненных исследованиях сделано много, однако они не удовлетворяют условию однозначного выбора способа интенсификации притоков: в них недостаточны исследования по эффективности применения того или иного способа воздействия на прискважинную зону пласта.

Полагая, что нефтенасьпценность является наиболее коррелируемым параметром с Фазовой проницаемостью по несмачивающей жидкости, диссертантом было изучено их распределение по высоте залежей для Ореднеобекой нефтегазоносной области. Пи данным ЕЕ Санина и М. Ф. Свищева < 1974.). только в переходной зоне, пласта АВ1 содержится до 40% балансовых запасов нефти. Проведенные автором независимые исследования показали, что в Переходных водонефтяньгх оонах и других пластов содержатся значительные запасы не^ти.

Пр'И ('аос мот ре нии залежи в целом необходимо учитывать, что г -.р'Ные массивы находятся в напряженном состоянии. Пр.и этом выделя-

ют начальные и дополнительны? напряженные состояния. С некоторой долей условностей допускается, что горный массив находится в состоянии равновесия (иэостазии) по отношению к мантии Земли. И любое, кратковременное или длительное, воздействие одного из факторов на эту среду вызывает нарушение состояния равновесия. Войтенко ЕС. (1984) отмечает, что в ближней прискважинной зоне образуется так называемая предельная область, в которой происходит квазипластическая деформация.

Результаты исследований, проведенных в ИГД СО АН СССР, свидетельствуют о той, что при проведении горных выработок в напряженной среде происходит сложный процесс перераспределения напряжений, вплоть до разрушения горных пород вокруг выработки. Пээтому вокруг них могут образовываться несколько зон дезинтеграции пород. Е. И. Шемякиным установлена эмпирическая зависимость расчета расстояния до наиболее удаленной зоны дезинтеграции от действующих напряжений

{.=КБ*1п(А*бо/_ро)+1} (1)

где расстояние от контура выработки до наиболее удаленной зоны дезинтеграции,и; в0 - действующе напряжение в незатронутом массиве, МПа: г- радиус выработки,м; А и Е - экспериментальные константы, прочность пород.

Копыстянским Р. С. С1988) выделены зоны с повышенными 4Е0 коллекторов за счет саморазрушения пород. Этот и другие факторы привели его к выводу, что вскрытие пластов и освоение скважин следует производить с учетом напряженного состояния горного массива вокруг горней выработки.

В заглинизированных коллекторах могут происходить два процесса- необратимая деформация гементирупщэго веврства и хрупкое разрушение самой породы. При возникновении сдвиговых деформаций начинается проявляться эффект дилатансии. В обарм случае, предельная зона за счет трещинообразования обладает повышенными ФЕС. Из-за появления эффекта дилатансии здесь происходит разрыхление горной породы, закупорка флшдоподводящих каналов, и, как следствие этого, уменьшение коллектореких свойств.

Степень изученности состояния прискважинной зоны пластов, а также знание протекающих в них физико-химических процессов является определяющим фактором при планировании работ по испытанию

- и -

скважин и интенсификации притоков.

В подавляющем большинстве продуктивные отложения в Западной Сибири вскрываются глинистыми промывочными жидкостями на водной основе. Это также приводит к изменению свойств прискважинной зоны вследствие кольматации и проникновения фильтрата ПЖ в пласт.

На ряде скважин Самотлорского месторождения Западной Сибири вскрытие продуктивных пластов выполнено на беэглинистых ПЖ. В ряде скважин продуктивные отложения неокома, имещие высокие коллекторокие свойства, вскрывались ПЖ на нефтяной основе 1'РЮ).

Одним из перспективных направлений является разработка ПЖ на основе полимерных материалов. При применении различных полимерных ПЖ повышается скорость бурения и устойчивость стенок скважин. Основные типы полимерных ПЖ, а также научные и технологические основы их применения для бурения и вскрытия продуктивных пластов разработаны А. У. Шзриповым П993).

По вопросу применения полимерных ПЖ для вскрытия продуктивных пластов мнения специалистов противоположные. Ншример, И. Б. Хейфиц и др. (1903) утверждают, что гидрофилизируюшие свойства фильтратов полимерных ПЖ увеличивают смачивание поверхности поровых каналов коллектора водой, приводящее к снижению фазовой проницаемости по нефти.

Химические фильтраты цементных растворов такж-г искажают -ЬЕС прискважинной части пласта. Эти жидкости имеют высокую концентрацию ионов кальция и гидроокиси, и, как правило, большую водоотдачу.

Исследованиями Карнаухова М. Л. , Корягина Ю. Г. , Лапшина П. С. , Клевцура А. П. , Гурьевоких Г. К. , Ягафмрова А. К. и других установлено. ЧТ'" ь большинстве случаев ьыд-ллются две зоны - зона с ухудшенной пК'НИца-моотьи и удаленная ьона. т.е. индуктивный пласт. Причем т^кие ыоны выделяются ь пластах о самыми различными коллекторокими свойствами. Многоцикловое испытание показало некоторое улучшение фильтрационных свойств прискважинной зоны пласта в процессе испытания.

Для выявления факторов, влияющих на начальный коэДОициент продуктивности пласта, диссертантом проведена статистическая обработка параметров, характеризующих процесс "бурение-испытание".

Проведенный ассоциативный анализ факторов показал, что наиболее тесную связь продуктивность пласта имеет о такими геофизическими параметрами как ( пс), электрическое сопротивление пласта ''У>п'>, а также технологическими : депрессией (ЙР) и р«тпр>есси<гй на пласт <йР

Для оценки качества вскрытия продуктивного пласта в процсссс бурения автором, совместно с Лапшиным И С. и Гринъ:;с А. Д. , прсс.::с.-лизированы результаты вскрытия и испытания в процессе бурения продуктивных пластов тюменской свиты, группы АС.БС.АВ и викуловской свиты на нефтяных месторождениях СреднеобсксП и Фроловской нефтегазоносных областей Западной Сибири.

По результатам анализа построены графики зависимости коэффициента закупорки Пэ - ПРреп /Рпл), т.е. превышение давления столба ПК над пластовым. Сказалось, что с ростом репрессии резко увеличивается коэффициент закупорки пласта. . Превышение репрессии, при вскрытии отложений викуловской свиты, пластов АС,БС и тюменской свиты, над пластовым на 19,26.32" приводит к возрастанию коэффициента закупорю! до 3.5 раз. Выявлена также зависимость коэффициента закупорки от водоотдачи промывочной жидкости. И здесь наблюдается та же тенденция.

Выявлена связь коэффициента закупорки пласта с комплексным геофизическим параметром Кгнс, характеризующим состояние промытой зоны относительно неизменной части пласта

Кгис= (ркБК -ркБЫЮ/ркБК {'¿)

где ркЕК и ркЕЫК-кажушася сопротивления пластов по БК и БЫК соответственно. Сказалось, что степень закупорки пласта находится в завксжйкхти от степени насыщения пласта.

Автором изучалась эффективность вскрытия пластов перфорацией при различных условиях. Анализировались результаты испытания 92 объектов мелового и юрского возрастов на различных месторождениях. Рассматривались объекты, давшие притоки только безводной нефти. В подавляющем большинстве случаев объекты испытания вскрывались в колонне. заполненной глинистыми растворами с плотностью 1140-1300кг/м . и лишь некоторые с соблюдением технологии работ по вскрытию пласта на репрессии перфораторами ПР. Для анализа эффективности использовалась известная зависимость параметрас^пс с удельной продуктивностью. Значения <^пс брались по материалам ГШ. В результате анализа выявилось, что продуктивность скважин, вскрытых Сескорпусными перфораторами ПР-43 и ПР-54, резко возрастает по сравнению с применением ПКС, повторной перфорацией, ПКС+ПГД-ЕК, особенна в низко- и среднепроницаемых породах, а в высокопр-ницае-мых коллекторах (оСпс > 0.7) не зависят от типа перфораторов.

Глава II. ОСЮЕНЙЕ СКВАЮШ И ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКОВ НЕФТИ ИЗ НИЗКОПРОНИПАЕМЫл КОЛЛЕКТОРОВ

К настоящему времени в нефтегазоразведочных организациях применяется до 40 видов комбинированных обработок ПоП. Эффективность методов интенсификации притоков в геологоор«азведочном производстве отличается от эффективности методов, применяемых в нефтяной промышленности. Разница состоит в том .что в эксплуатационных скважинах учитывается любое повышение дебита скважины после воздействия, а в поисковых и разведочных дебиты должны быть увеличены до значения, позволяющего принять их на баланс,т.е. включить в подсчет запасов.

Основным методом воздействия на прискважиннуы зону пласта в разведочных скважинах Западной Сибири является метод переменных давлений. В качестве рабочего агента используются водные растворы хлорида кальция низких концентраций. Теоретически рассчитанный коэффициент восстановления естественной проницаемости от применения такого метода не привытает 40" в освоенной, скважине. Эффективность восстановления пропорциональна проницаемости коллентор-а. Водорастворимые нейоногенные ПАВ так«- эффективны при восстановлении естественной проницаемости пород,обладающих низкими фильтраци-онно-емкостными свойствами. Исследования показали ,что только при минерализации воды в поровом пространстве более 150 Г''л проницаемость под воздействием ПАВ изменяется в сторону увеличения.

Многолетние исследования,проведенные автором в области интенсификации притоков низкопроницаемых коллекторов в горно-геологических условиях нефтяных месторождений Запвдной Сибири показали достаточно высокую эффективность воздействия соляно-кислотных и глино-кислотных растворов. Исследования проводились на кернах в лабораторных условиях и путем обработки ПЗП товарными кислотными растворами на скважинах. С применением ПГД-БК в комплексе ОКО резко увеличивается приемистость пласта. Автором выделены основные факторы, которые необходимо учитывать при планировании работ.по интенсификации протоков нефти из продуктивных отложений неокома Средне-обской нефтегазоносной области. К ним относятся:

1. Наличие зоны проникновения фильтрата ПЖ, устанавливаемое по

- 14 -

данный электрических методов каротажа -S.

2. Глинистость пород,геофизическим критерием которой может быть относительная величина естественного электрического поля- пс.

3. Минералогический состав глинистого материала,устанавливаемый путем изучения керна по данным ГИС.

4. К^рбонатность глинистого цемента- V/ ц.

5. Шфтенасыщэнность коллекторов-Кн,устанавливаемая по ГИС.

Для выяснения наиболее тесносвязанных факторов,оказывающих максимальное влияние на выбор объектов для интенсицикации притоков,автором использован метод ранговой классификации ( Мирэаджанзаде А. X 1977). Такой подход позволил установить степень влияния на выбор объекта и способа интенсификации притоков вышеприведенных параметров по степени убывания: Кн-S; <Jinc-S;KH~ Vц; <Апс-Кн.

В геологических организациях Западной Сибири кислотные обработки до 1984 года не получили широкого распространения по многим причинам, как субъективным , так и объективным. В конечном итоге зто приводило к снижению обп*эй эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ. Так по данным В. Ф. Козяра , А. В. Ручкина и Т. Ф. ¿инькавой(1992) с 1981 года в концерне Тюменьгеологии только 12Х месторождений признаны качественно подготовленными к разработке. И одной из главных причин такого положения , по их мнению , является неудовлетворительное качество испытания скважин. В частности, указывается на малый объем работ по интенсификации притоков из низкопроницаемых коллекторов.

Специфика работ в Западной Сибири потребовала нового нестандартного подхода к решению проблемы интенсификации притоков. Необходимо было создать энерго- и ресурсосберегающие технологии.

В разработанном способе кислотной обработки прискважинной зоны пласта в качестве реагентов для получения соляной кислоты непосредственно на скважине используют нейтральные к металлу и породе водные растворы синтетической виноградной кислоты (СВН) и хлорида кальция. В результате реакции образуется соляная кислота и выпадает осадок винного камня.

Реакция воздействия раствора синтетической виноградной кислоты с раствором хлорида кальцчя выражается следующим уравнением:

ооон

НООН V СаС1д --чСа +2НС1 (3)

ноон ооон

Известно,что при взаимодействии двух веществ грамм-эквивалент одного вещества реагируют с грамм-эквивалентом другого. Растворы различных "веществ одной и тойже нормальности содержат в равных объемах одинаковое число грамм-эквивалентов растворенного вещества.

Концентрация образующейся кислоты .при получении из ?.н раствора С ^ Н^-О^и "н раствора СаС12 равна 6.2Х.

Б:е обработки прискважинной зоны пластов соляной кислотой, приготовленной на основе синтетической виноградной кислоты и хлорида кальция,показали их высокую эффективность,так как по своим эсплуатационным свойствам она не уступает товарной.

В следующем способе кислотной обработки прискважинной зоны пласта в качестве р-еагентов для получения соляной кислоты используется гидразин или гидроксиламин солянокислые.

При растворении гидразина солянокислого П^Н* х"НС1) и гид-роксиламина солянокислого( ОНН хНС1) в воде образуется солян&ч кислота :

М2Н,х 2Н01+ Нг0 = ЦЩ X Ег0 + 2НС1 ; (4)

ОН Нлх НС1 * Н*0 - Н,(ОН ^ * Н01 <5)

Оказалось .что при растворении реагентов в воде образуется соляная кислота 12% концентрации.

Технология работ на скважинах включает в себя традиционно две операции. Это установка кислотной ванны в интервале объекта испытания и обработка ПЗП. При установке кислотной ванны гидразин смешивают с дизтопливом (нефтью,конденсатом) по расчету и прямой промывкой доставляют на место реагирования. Далее,в лабораторных условиях изучалась возможность получения соляной кислоты из пятиокиси

фоофора( Рг 0^ .

При взаимодействии фосфорного ангидрида с водой образуется последовательно поли-и метафосфорные кислоты, при большом количестве воды - ор-тофосфорная кислота-

Р205-+ Н20 -< НРО II/' -Н5Р0у (6)

К полученному раствору ор>тофосфорной кислоты добавляют взятый

в избытке от стехиометрического количества порошкообразный хлорид кальция и перемешивает. В растворе после этого остается хлористый водород и непрореагировавший хлорид кальция. Концентрация получаемой кислоты оказалась 24л, т. е. вполне достаточной для проведения работ. Исследования на естественных кернах показали высокую эффективность разработанного способа.

В лабораторных условиях был разработан новый состав для получения азотной кислоты из порошкообразных реагентов-параформа в качестве кислотообразующего реагента и соли аммония при следухпэм соотношении гап редиентоа, ® мае: параформ 9-3,6; соль аммония-16-5,7; вода-остальное.

При смешивании раствора параформа с нитратом аммония образуется уротропин и азотная кислота:

6СНа+ 4НН4Н03 = С6НЛМА + 4Ш03 + 6Н^0 (7)

Образующаяся азотная кислота хорошо взаимодействует с карбонатами .образуя хорошо растворимую в воде соль нитрата кальция и способствует повышению проницаемости пласта. Образующийся в результате реакции уротропин( кроме хорошей растворимости в воде является также ингибитором коррозии. Испытания состава на образцах керна в лабораторных условиях показали повышение проницаемости кернов от Идо 26 раз.

К разработанным кислотным растворам в качестве фобизатора и антикоррозийного ингибитора вводили ПАВ-алкамон-ДС. Лабораторные исследования показали высокую эффективность этой присадки.

Для повышения продуктивности скважины разработан способ полной очистки прискважинной зоны от продуктов реакции и более полного прохождения реакции взаимодействия кислоты с горной породой. Эффективность способа достигается тем ,что в процессе повторной перфорации,после продавки кислоты в пласт,за счет ударного воздействия взрывной волны эмульсия,образуются в процессе реакции-кислоты с горной породой в прискважинной зоне,разрушается и дробится на мельчайшие глобулы,которые при освоении скважины легко выносятся из пласта. Кроме механического воздействия горные породы, насыпанные кислотой,при перфорации испытывают мощный термодинамический удар, сопровождающийся созданием высоки" температурим:-" на;; ряжений, что способствует более полному протеканию реакции кислоты с породой за счет того,что активные центры концентрируются

на" гранях минер-ало в и происходит увеличение избыточной свободной ' энергии минералов.

Являясь высокоэффективной , технологией, гидравлический разрыв пласта (ГРП) ¿ставалсй в стороне,так как на его'проведение не было техники соответствующей мощности. В связи с этим автором совместно с Горностаевым С. Г. разработан способ снижения давления разрыва пород при проведении ГРП. Поставленная цель достигается тем,что перед ГРП проводят глубокую кислотную обработку пласта. При «том счет растворения минер-алов . слагающих цементирующий материал, происходит ослабление сил сцепления в коллекторе, что в свою очередь приводит к снижению прочности породы. Об этом свидетельствуют результаты лабораторных исследований. Давление разрыва образцов пород-коллекторов после проведения соляно-кислотных обработок*: ОКО) в некоторыхслучаях снижались до 25?. Ка основе сшитого геля разработана также жидкость-песконоеитель с регулируемыми реологическими характеристиками для динамической температуры забоя(до 80°0). Б состав - жидкости входят : КМЦ-000; хромпик-(0^0/1 , пирогаллол.

В качестве исходного продукта для приготовления жидкости для гидроразрыва на углеводородной основе выбрана тяжелая смола пиролиза( ТСШ.

Одним из перспективных методов воздействия на ЛоП являются виброциклические.

Большой вклад в развитие вибровоздействия внесли АхметшинЭ. А. , Балашканд М. И. , Валиуллин А. Е , Вахитов Г. Г. , Гадиев 0. М. , Галлямов М. Е , Кузнецов О. Л. ,. Кучумов Р. Я. , Нургалиев Р. М. , СимкинЭ. У. , Тагиев Э. И. , Шагиев Р. Г. , Ямщиков В. 0. , Яремийчук Р. 0. и другие.

Скважинные гидравлические виброисточники, спускаемые на НКТ, обладают одним общим недостатком - онн тре-буют проведения спуско-подъемных операций НКТ. т. е. дополнительных затрат времени. Кроме того,для нормальной работы гидравлического золотникового вибратора ТВЗ-108) неоходимо обеспечить расход жидкости до Г5-20 л. В связи с этим были разработаны вставные гидравлические золотниковые вмбраторы (ГВЗ-В-53). Максимальный наружный диаметр вибратора Ббмм, оптимальный расход 10 л/с.Общая масса 5-бкг. Частота работы вибратора в скважине достигает 500 Гц.

Для ускорения процесса освоения скважин, очистки ГШ. выявления потенциальной продуктивности и гидродинамических параметров пласта в геологоразведочном призводстве применяются стр>уйные насосы.

-

Существующие конструкции струйных насосов обладают рядом недостатков. Автором совместно о Шлейным Г. А. сконструировано устройство для вскрытия .освоения и исследования пласта. Отличительной способностью устройства является то .что оно позволяет проводить перфорацию и работы по интенсификации притоков беэ подъема ИКТ. Проведении операции показали работоспособность и технологичность устройства

Оценка радиуса возможной дезинтеграции горных пород вокруг глубоких скважин выполнена совместно с д. ф.-м. н. Опариным В. К в Институте горного дела СО ГА1Г б г. Извосибис-гке.

Потенцируя формулу (1) относительно напряжений получим

б-Дь р^ехр^ *(L-r)/p) С 8)

где <А-А*1 . -В 1 которые можно использовать, очевидно, как самостоятельные константы массива породы.

В результате дальнейших преобразований получена формула, учитывающая явление зональной дезинтеграции горных пород, проявляющееся в условиях больших и сверхбольших глубин

L=-2''3*r*ln( Рр/у*Н) =2/3*г*£*Н/Рр (9)

При решении задачи для отложений тюменской свиты при^гУООкг/м5 и Н=3000 м, расстояние до внешней границы зоны дезинтеграции составит 0,5м.

Приведенные выше данные предлагается использовать в расчетах для проектирования кислотных обработок ПЗП. Очевидно, что -вкси-иальная эффективность от них возможна при радиусе обработки, превышающем расстояние от стенки скважины до зоны дезинтеграции пород.

Глава 111. 0СЕ0ЕШ1Е СКВАЖИН, ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКОВ НЕФТИ ИЗ ПЕРЕХОДНЫХ ЗОН ЗАЛЕЖЕЙ

Целью проведения водоизоляционных работ является обеспечение качественного испытания и получения достоверной информации о

характере насыпь-ния. продуктивных характеристик пласта, получения промышленного притока нефти и данных для подсчета запасов углеводородов.

По комплексу методов всегда можно не только определить место притока пластовой воды, но и распознать причину ее поступления в скважину,что является решающим при выборе способа водоизоляционных работ.

В нефтяных и водонефтяных залежах распределение воды по их высоте является наиболее сложным. Свободный газ, подвижная нефть и свободная вода разделены между собой в залежах по гравитацион-но-капиляр-ному принципу. Схема распределения различных по нефте-насыщенности зон по высоте нефтяной залежи представляется в следующем виде: водонасыщенная зона;зона с остаточной нефтью, в подошве которой содержание остаточной нефти Кн. о. =0, а в кровле-Фазовая проницаемость по нефти Кпр. н. =0. Приток из этой зоны при испытании скважин (без дополнительного воздействия на пласт методами стимулирования притока нефти) осуществляется за счет свободной воды; зона совместных притоков воды и нефти. В подошве этой зоны фазовая проницаемость по нефти Кпр. н. =0.а . содержание остаточной нефти соответствует ее максимальному значению. В кровле зоны фазовая проницаемость по воде Кпр. в. =0,свободная вода выше 'той границы целиком переходит в связанную; зона недонасыщения порового объема коллектора нефтью. На нижней границе зоны Фазовая проницаемость по воде Кпр>. в. -О, на верхней-нефтенасыщенность достигает своего максимального значения. .Водонасыщенность коллектора по толщине зоны снизу вверх убывает за счет снижения объема диффузных слоев;зона предельного нефиенасыщения.

В методике использован геофизический способ определения нефтенасьга^-нности пород, в основе которого лежат данные о Рн и Кн, распределенные над установленной отметкой БНК{ Н). Мгтс-дом статистического дифференцирования кривая Кн(Н1 разделена на отдельные самостоятельные зоны по степени нефтенасы-щения.

На Варьеганском месторождении в пласте БВ3 выделено четыре зоны по степени нефтенаоыщенноети : а) водонасыщенная зона с нулевым градиентом «Л<н/с1Н; б) зона с остаточной нефтью по увеличению градиента <1Кн/<1Н по разрезу; в) зона недонасыщения по спаду градиента •1КнЛ1Н вверх по разрезу; г) зона предельного нефтенасыщения пород по стабилизации градиента «1Кн/с1Н. Аналогичные зоны выделены и по другим залежам месторождений Западной Сибири.

- го -

Проведенные исследования позволили зону недонасьшк-ния "в" разделить на две подзоны. Над ВНК по изменению градиента нефте-насьш^нностп выделяется подеона "в/\а выше ее "в2". В -этих подзонах, судя по - различным градиентам нефтенасыи^-нности. действуют и различные капиллярные силы. В подзоне "Bj" они проявляются слабее .поэтому подвижность поровой воды в ней выше. Исходя из этих предпосылок .при испытании разведочных скважин из них могут быть получены неоднозначные притоки пластового флюида. Подзона "в4"названа нами как область интенсивного течения диффузных слоев связанной воды. Ниже ВНК в зоне "б" также можно выделить две подзоны "б" -нижняя часть зоны остаточной нефтенасыщенности и "б2"-подзона возможного получения признаков нефти. При прогнозировании состава получаемого фишида при испытании скважин по результатам обработки ГИО использовалась методика ТюмИИ, разработанная Ефимовым RA. В ■?той методике используются данные об удельном электрическом сопротивлении пласта .пористости Кп и относительных фазовых прницае-мостях по нефти Кпр. к и по воде Кпр. в. Результаты сопоставления прогнозируемого состава флюида с получаемым позволяют сделать предварительный вывод. В пределах расхождения +20%.кото(ое гарантирует прогноз состава получаемого флюида с вероятностью Р-0,9, в 55% случаев наблюдается удовлетворительная сходимость прогнозируемых оценок состава флюидов с фактическими данными,полученными после проведения гидроизоляционных работ.

Важной проблемой совершенствования изоляции притоков пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах,а также межпластовых перетоков .является достижение селективного воздействия на водонасы-щенную часть пласта или ликвидаций заколонных перетоков. В зависимости от механизма избирательного закупоривания пористой среды селективную изоляцию проводят с использованием реагентов,которые образуют материал,растворимый в нефти ,и нерастворимый в пластовой воде.

■Закономерности фильтрации жидкостей в пористой среде зависят не только от пористости, проницаемости, размеров, распределения пор и т.д. , но и от смачиваемости поверхности паровых каналов. Смачиваемость характеризует молекулярную природу взаимодействия поверхности твердого тела с флюидами и определяет количество и пространственное расположение в порах связанной воды и нефти.

Изучением в лабораторных условиях установлено ,что после фо-бизации удельное электрическое сопротивление образцов с Кпр до

50x10 мкм*увеличилось в 2.25. от 50 до 100x10 мкм*-в 2,1 и выше 100x1 о"3 мкм2 -1,75 раза Полученные результаты свидетельствуют о высокой степени гидрофобизации внутрипоровой поверхности пород. Наибольшая эффективность достигнута в низкопрюницаемых образцах. В качестве фобизатора использовались ацетон с добавками 0,2-0,7% малорастворимого ПАВ сепарола или 5% кубовых остатков, 5" раствор этилсиликата (ЭТО- 40^ в керосине. 0,1" сепарола в конденсате. Экспериментальные исследования в промысловых условиях выполнены автором на скважинах Красноленинского района. Выявленная залежь нефти в отложениях викуловской свиты характеризуется тем,что около 80% всего объема залежи расположено в зоне недонасыщения и при испытании,как правило, получают совместные при токи нефти с пластовой водой. Поэтому здесь были проведены работы по изоляции притока пластовых вод с первоначальной глубокой гидрофо бизацией ГОП. В качестве фобизатора использовался 5-10% раствор ЭТО-40 в дизельном топливе.

Разработан и испытан в лабораторных и промысловых условиях новый селективный водоизоляционный материал на основе кремний-органических соединений, включающий модификатор 113-63 (113-65) или этилсиликатОТС-40) .смолку этилсиликата и катализатор (ГКЖ) в количестве 1-25% от объема полифенилэтоксилоксана (модификатор!13-63 или!13-55) и в объеме 5-10% от ЭТО-40 или смолки этилсиликатов. Полученные результаты позволили сделать вывод о том ,что применение модификатора ПЗ-бЗ,смолки этилсиликата (ЭТС-40 или ЭТС-16) с катализатором ГКЖ-10 или ГКЖ-11 для изоляции притока вод дает положительные результаты.

При проведении водоизоляционных работ особый интерес представляет недонасыщенные нефтяные залежи,такие например,как залежь нефти в отложениях викуловской свиты. Для получения безводных промышленных притоков нефти из этих отложений разработана техноло-'гия проведения работ по изоляции водопритоков.

Результаты испытаний • разведочных скважин,вскрывших вику-ловскую свиту,согласуются с существующими представлениями о строении залежи нефти по высоте и взаимодействии наеьпндших пласт флюидов с внутрипоровой поверхностью коллекторов.

Результаты водоизоляционных работ на 25 объектах, приуроченных к отложениям викуловской свиты,выполненных с применением новых составов на основе олигомерных КОС подтверждают их эффективность.

Известно,что в Основу теор>ии Бакли-Леверетта положена линей-

ная модель движения двухфазных псемсЕиазкщкхся якдгастей. но результатам испытания викуловской свиты впервые ' построена зависимость. функции Бакли-Леверетта до и после воздействиямфоСизацшО на ПЗП, из которой следует,что наибольшая эффективность фобизации коллекторов наблюдается в пластах с Кв до 0.44, затем с повышением водонасыщенности до 0,63 эффективность снижается,а в пластах с Кв>0. 63 получить промышленный приток практически невозможно.

Б лабораторных условиях разработан и испытан исдс'/гслнругщ;:^ состав селективного действия на основе тяжелой смолы пиролиза. Он хорошо растворяется в нефти ,но благодаря адсорбции смол.асфальте-нов и тяжелых ароматических углеводородов гидрофобиэирует поры коллектора,уменьшает фильтрационные сопротивления и увеличивает фазовую проницземость по нефти. Шсле обработки водонасьпценного керна ТСП,проницаемость по воде снижается практически до нуля, вследствие создания высоковязкой эмульсии а порах породы и прочной адсорбции на стенках пор смол,ас-фалътенов и конденсированных ароматических углеводородов тяжелой смолы пиролиза. В лабораторных условиях также разработаны и испытаны водоизолирующие' составы на основе таллового масла. Талловое масло является продуктом переработки сульфатного мыла.

Механизм проявления водоизолирующих свойств при воздействии талловым маслом на водонасьпценные керны одинаков с воздействием на водонаеьпценный керновый материал тяжелой воды пиролиза. Для улучшения водоизолирующей способности таллового масла испытан состав на его-основе с добавкой гидроокиси натрия(МаОН).

Разработанные способы и технологии его применения повышают эффективность выработки запасов из переходных зон нефтяных залежей. Б качестве реагента для воздействия на ПЗП добывающих скважин используется тяжелая смола пиролиза ,а для воздействия на ПЗП нагнетательных скважин предлагается использовать водорастворимые полимеры ДК-Дриллседипур. Это порошкообразные вещества производства ФРГ. Преимуществом предлагаемого способа являются комплексность проводимых мероприятий, одновременность (синхронность) воздействия на ПБП как нагнетательных,так и добывающих скважин с самого начала проведения 'работ на нефтяной эалежк: при обработке ПЗП в эксплуатационных скважинах происходит временная изоляция объекта притока пластовых вод; в нагнетательных скважинах при продвижении фронта закачки происходит выравнивание профиля приемистости.так гак в первую очередь заполняются высокопроницаемые лропластки. Е то же

- гз -

время .образующая змульсеоб разная масса не твердеет,а в процессе закачки ,по мере проникновения вглубь,она разрушается.

Как показывают промышленные- испытания и анализы разработки нефтяных и газовых месторождений с подошвенной водой , конусообр?-зование являемся в р>яде случаев основной причиной обводнения скважин, пробуренных в литологически однородных пластах.

Автором был разработан новый состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах и технология их проведения, основанная на закачке в пласт кремний-органической жидкости с добавкой порошкообразной синтетической виноградной кислоты. С целью повышения безопасности работ с сохранением эксплуатационных свойств первоначально производится закачка 9-13% раствора хлорида кальция,а затем смесь кремний-органической жидкости с порошкообразной синтетической виноградной кислотой в объемном отношении 1:1. Смесь кремний-органической жидкости с порошкообразной' синтетической виноградной кислотой используется в следующем соотношении, ~мао: СВК-12-18; ЭТС-остальное. Результаты лабораторных исследований позволили рекомендовать состав для внедрения его на производстве. Технология внедрена с высокой геолого-экономической эффективностью. " .

В лабораторных условиях разработаны и испытаны на основе поливинилового спирта (ПВО). Поливиниловый спирт -продукт палочного омыления поливинилацетата,по внешнему виду-порошок или крупинки желтоватого цвета,хорошо растворим в воде. Состав готовят растворением в воде ПВС при нагревании,затем в полученный.раствор добавляет1 кремнийорганическую жидкость (ГКЖ-10 или ГКЖ-И) в объемном соотношении 1:1. В результате реакции образуется плотный резинопо-добный гель. Результаты лабораторных испытаний в условиях,приближенных к пластовым,показали,что относительная проницаемость по пластовой воде может быть снижена практически до нуля. Для практического использования рекомендуются составы 5£ (мае) раствор ПЕГЧГКЖ-10 и 7,5* (мае) раствор ПВС-)-ГКЖ-10. Состав испытан на одной скважине,где показал высокую технологичность.

Глава IV. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН И ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРГОКОВ НЕФТИ ИЗ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ.

Тектонический режим и литолого-фациальные условия в Уренгойском нефтегазоносном'районе способствовали формированию многочислен-

ных ловушек углеводородов. На Уренгойском месторождении была рассмотрена характеристика 12 скважин, вскрывших зоны АВГЩ.

Вскрытие пластов> ачимовской толщи и тюменской свиты производилось на глиносодержащих ПЖ. Как правило, применялись ПЖ плотностью 1900-2000 кг/м* и водоотдачей до 7-6 см*/30 мин. В качестве утяжелителя использовался барит (Ба^ЗО^). Вскрытие пластов в колонне производилось гидропескоструйной и кумулятивной перфорациями. Эффективность обоих методов, довольно низкая. Вызов притока и освоение скважин проводилось традиционными способами, эффективность которых оказалась довольно низкой. Традиционные методы интенсификации не дали положительных результатов.

По мнению специалистов, одним из основных факторов, оказывающих отрицательное влияние на продуктивную характеристику пластов, является поглощение промывочной жидкости.

Для решения проблемы ликвидации поглощений были проведены лабораторные исследования на кернах горных пород на стандартной установке УИПК-1Ы. Анализ результатов лабораторных исследований позволил сделать следующие выводы: при увеличении гидрообжима керна проницаемость трещин, заполненных глинистой промывочной жидкостью, кварцевым песком и гранулированным пенопластом снижается необратимо. При воздействии ацетоном на образец проницаемость трещины увеличивается более чем в 2 раза

Бзвая технология работ по изоляции -зон поглол^-ния и способам интенсификации притоков из них.заключается в следующем.

При приближении в процессе бурения к поглощающему высокотемпературному горизонту в промывочную жидкость вводят гранулированный пенопласт диаметром 0.2-0.4 мм в количестве 2-4% от объема жидкости. Попадая в пласт, пенопласт, не изменяя своего объема, за счет содер'жаедггося в ней воздуха, изменяет только свою конфигурацию, и предотвращает дальнейшее проникновение промывочной жидкости вглубь пласта После окончания скважины бурением, обсаживания ее эксплуатационной колонной и ее перфорации, с целью вызова и интенсификации притока, в пласт под давлением закачивают ацетон и оставляют на б часов для реагирования. При этом ацетон не только растворяет пенопласт, но и действует как сильный влагопоглотитель, что также, является ¡положительным фактором. ,

разработан также.! способ обработки прискважинной зоны трещиноватых пластов, где в качестве, растворяющих агентов используется синтетическая виноградная кислота и едкий натр. Синтетическая вино-

оградная кислота (СВК>, действуя избирательно только на глинистую фазу проникшей в пласт промывочной жидкости или на глинистую составляющую скелета породы, не разрушает ее минерального скелета, а обеспечивает раскрытие флюидопроводящих каналрв. ,

В результате взаимодействия синтетической виноградной кислоты с глинистыми составляющими образуется нерастворимый в воде осадок кислых солей - тартратов, который при дальнейшем взаимодействии с избытком щелочи переходит в хорошо растворимые в воде средние соли.

В результате проведенных лабораторных исследований минимальная концентрация СВК была выбрана (мае)-, а концентрация НаОН -мае). Разработана технология обработки прискважинной зоны трещиноватых коллекторов. Способ был.апробирован в промысловых условиях на 12 скважинах с высоким геолого-экономическим эффектом.

Одной из причин, осложняющих процесс освоения скважин, является закупорка флюидопроводящих.каналов баритом (Ба^ЗО^,), содержащимся в промывочной жидкости. В обычных кислотных растворах барит не растворяется. В связи с. этим автором была разработана технология по очистке прискважинной зоны пласта от поглощенного барита. Проведенными исследованиями установлено, что нерастворимый барит возможно перевести в растворимый при пластовых температурах выше 100 С. Разработанная технология не предполагает каких-либо дефицитных реагентов и выполнима в любой производственной организации. Перевод барита в карбонат бария (ВаС05) осуществляется воздействием на него б% раствором кальцинированной соды (На^ СО^), после чего производится обработка прискважинной зоны пласта 8% раствором соляной кислоты. Лабораторные исследования показали эффективность разработанной технологии.

Были проведены лабораторные эксперименты, целью которых является изучение действия щглочно-метанольных растворов на фильтраци-онно-емкостные характеристики порода Составляющими рабочего раствора являются НаОН (Б-15%) в метаноле. Лабораторные эксперименты показали хорошие результаты по улучшению фильтрационно-емкостных характеристик пород. Кроме того, применение щелочно-метанольных растворов снижает поверхностное натяжение на границе в*?лочно-мета-нольный раствор - нефть.

- 26 -

Глава V. РАЗРАБОТКА КОМПЬЮГЕРИБИРОВАННОП МЕТОДИКИ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ И СПОСОБОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.

Условия эффективного применения предлагаемой методики выбора объекта воздействия и способа интенсификации притоков нефти иг пласта при минимальных материальных затратах и в общем-то низкой технической вооруженности геологоразведочных организаций предопределяет, ЧТО:

- на отдельном месторождении, группе сходных по своем:« геологическому строению месторождений или региону в целом накоплен определенный опыт работ по освоению скважин, а при отсутствии такового опыта имеется первоначальные результаты опробования объекта;

- границы эффективного применения того или иного способа применительно к особенностям геологического строения объекта воздействия при отработанной технологии известны, могут быть проверены экспериментом или взяты с определенной долей условности по аналогии:

- при планировании любых мероприятий по доосвоению объекта опробования или интенсификации притока повторной переинтерпретации подлежат материалы ГИС и керна на предмет определения удельного электрического сопротивления," коэффициента нефтенасыщения и соответствия объекта опробования соответствующей зоне залежи, а также высоко-, средне- и низкопроницаемым коллекторам.

Для выбора способа интенсификации притоков применительно к продуктивным коллекторам осадочного чехла месторождений Западной Сибири необходимо:

- по данным ГИС найти значение геофизических параметров «Але и уп (Кн) объекта испытания;

- при известном положении ВПК определить превышение объекта испытания над ним:

- при отсутствии данных о положении БНК определить коэффициент нефтенасыщенности по параметру насыщения по данным ГИС;

- полученные данные сопоставить с данными табл. 1 и в зависимости от того, какой зоне залежи и какому классу коллектора соответствует объект, выбрать способ интенсификации притока.

Для продуктивных . коллекторов осадочного чехла месторождений Западной Сибири оптимальными объемами работ по увеличению притоков нефти из зон предельного нефггенасыщения и верхней части зоны недо-насыщения залежей будут:

- воздействие водным раствором хлорида кальция 2-27. (мае) кон-

Таблица 1.

Еыбор способа воздействия на продуктивные пласты в зависимости от литологического типа коллекторов и степени их нефтенасыщенности.

Зоны насыщения по высоте нефтян.-^ .-лл-лл 1

"А" - водонасыщенная зона;

"Е" - зона остаточной нефгенасыщ?нности;

"61" - нижняя часть зоны остаточной нефтенасыщенности;

"62" - подзона возможного получения притоков нефти;

"в1" - подзона возможного течения диффузных слоев связанной воды;

"в2" - верхняя часть зоны недонасыщения;

"Г" - зона предельного насыщения углеводородов;

Хуул - водоизоляционные работы при изучении признаков нефтеносности;

- гидрофобизация с целью получения признаков нефти;

- кислотная обработка с последующей гидрофобизацией для уточнения положения ВНК;

- кислотная обработка кислотно-щелочными растворами на ГСП трещинных, порово-трещинных коллекторов, ГРП;

- обработка раетворами электролитов, ПАВ.

ц~нтрации на присквакинную зону объектов, имеющих значение амплитуды собственной поляризации пс>0.7, т.е. вькокопроницаеыые коллекторы; , , .

- воздействии: кислотными, глинокислотными растворами на приск-важинную зону «объектов, имеющих значения амплитуды собственной поляризации ^/пс^О. 5-0. 7, т.е. на коллекторы средней проницаемости.

- воздействие после технологической выстойки повторной перфорацией или повторным применением ПГД-БК на прискважинную зону объектов. имемцих значение амплитуды собственной поляризации от 0.15-0. "О до 0.50-0.70, т.е. на ннзкопроницаемыт коллекторный частично коллектора средней проницаемости при обязательном отсутствии твердой фазы в составе рабочих жидкостей.

Разработаны также конкретные способы воздействия для случая, когда объект испытания расположен в непосредственной близости от ВНК с табл. ТЛ.

0 целью облегчения работы специалистов при выборе объектов и способов воздействия на прискважинную зону продуктивных пластов разработаны программы для персональных компьютеров ПЭБМ РС-АТ-286.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенный анализ обширного объема исследований геологического строения Заладно-Сибирокой нефтегазоносной провинции нефтяных залежей и научные разработки в области интенсификации притоков поз: волили автору решить поставленные задачи.

Основные результаты исследований:

1. №1 основе структурно-деформационного анализа в работе показаны примеры отрицательного и положительного влияния «Киюидодинами-чееких процессов на коллекторе кие свойства пород на Красноленинеком своде и У[енгойском вале.

?.. Разработана трехмерная модель геологического объекта исследования, включающая в себя три группы признаков. Первая группа признаков связана с различиями в фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов, вторая с различиями в степени подвижности связанной воды и остаточной нефти и их насыщенности по высоте залежей, и третья группа с различиями в состоянии прискважинной зоны пласта при вскрытии их различными буровыми растворами, а. также вскрытии пластов в обсаженном стволе скважины.

3. Разработана методология выбора способов интенсификации притоков и водоизоляционных работ при испытании скважин б низкопрони-

Таблица 2.

Границы эффективного применения различных способов воздействия на приекважинную зону пласта в непосредственной близости к ВНК

Местоположение объекта испытания Фильтрацион ные свойства коллектора ^Характеристика объекта испытания Способ последователь ССГО ССОД« по ПЗП

1 2 3 4 5

«¿ПС еп, Омм превышение над ПГТТ» 1ЛШ.

Нижняя часть высокопро- 0.7 5.2 +8 т + +

зоны недонз- ницаемый 4.3

оыщения ереднепро- 0.5- +10 - + + + -

ницаемый 0.7

низкопрони- 0.5 4.0 +15 - -г + - +

цаемый

Верхняя часть выеокопро- 0.7 5.2 -5 + - - - -

зоны повышен- ницаемьй -

ного содержа- 4.3 -3

ния остаточ- ереднепро- 0.5- + - - - -

ной нефти ницаемый •0.7

низкопро- 0.5 4.0 -12 - - - -

ницаемый

1. Освоение при высокой забойной депресии в сочетании с форсированными отборами с целью подтверждения характера насыщения.

2. Освоение при забойной депрессии до 3.5 МПа с целью получения притока нефти при отсутствии скин-эффекта в присква-жинной зоне.

3. Освоение при высокой забойной депрессии в сочетании с форсированными отборами с целью существенного увеличения притока нефти в случае, когда при первоначальном опробовании получен приток пластовой воды с небольшим содержанием нефти.

4. Воздействие на приекважинную зону кремнийорганическими соединениями с целью подавления течения связанной водь, ликвидации притоков подошвенных вод, зональных и межпластовых перетоков и получения промышленного притока нефти (табл. 3).

5. воздействие на прискважиннуи зону с целью получения притока нефти и подтверждения характера нападения:

шггг**\ О

Технология проведения работ по изоляции водопритоков в нефтегазовых скважинах.

Тип кол лектора по проницаемости йгСТОПО ложение объекта испытания ПО высоте залежи Дели и задачи работ Методика и технология проведения работ

1 о 3 4

Б ы к и р д н п р о н и ц а м ы й Зона ВНК Ограничение водо-притока. Уточнение положения ВНК. Перфорация объекта толщиной '¿\ м (с отступлением от ьмк 1:.:; Установка экрана из композиции на основе ЗТС+СВК+СаС12) Перфорация нефтенасьаденной части пласта.

Зона Ограничение водопротока. Обоснование положения ВНК. Получение безводной нефти. Перфорация -объекта. Закачка в интервал перфорации и продап-ка в пласт водоизоляционной композиции на основе модификаторов +ГКЖ или ЭТС+ГКК.

Подзона "в1" Ограничение водопротока. Получение безводной нефти. «

Подгона в2" Ограничение водопротока. Получение промышленного притока нефти. »» 1 1 1 1

Зона "в" и 1 Пгрфэрэдк ПСДОС!ХМ "21"* ьа- 1 качка & интервал перфэ рации н| продавга и я.яает г&ьагзгхции ] на ос ново ь*одиф;гг-2тароЕ+1'КЖ, | ИДИ ЭТС+1'НЖ, ИЛИ |

тослицг а !. продолжение •.

Тип кол лектора по проницаемости М?стопо ложение объекта испытания по высоте залежи Цели и задачи работ Игтодика и технология проведения работ

1 2 3 4

Выгоко-и средне-проницаемый Зона "в" »» Перфорация кровли подзоны "в2 Закачка в интервал перфорации и продавкз в пласт композиции на основе модификаторов+ГКК или ЭТС+ГКЖ

Недсна-сыщен-ная нефтяная залежь Перфорация объекта. Закачка в интервал перфорации и продавкз в пласт гидрофобиэатора -5-10* раствора ЗТС в дизельном топливе, затем ЭТС+ГКЖ.

Низко-проницаемый Ограничение водопри тока. Обоснование положения ВНК. Полу чение промышленного притока нефти. Методика работ аналогична для высока- и среднепроницаемых. Установка кислотной ванны.глу бокая кислотная или глинокис-лотная обработка пласта. Проведение работ по ограничению водопротоков составами на основе олигомерных КОС.

Ликвидация межпластовых перетоков. Получение притоков нефти. Закачка в зону перфорации и продавка за колонну водоизоли руюаэй композиции на основе ПВС+ГК8, или ЭТС«:ВК+СаС1,. Шрфорация нефтенасышэннои части пласта.

Ликвидация негерметичности. Излучение притока нефти. 1 Закачка в зону.негерметичности и продавка за колонну ремонт-но-изоляционной композиции на основе ЗТС+СВК+СаСЬ или ПВС+ГКК

цаемоми сложнопостроенном терригенном коллекторе и переходных водо-нефтяных зонах месторождений. Составлена программа на ПЗВД РС-АТ-286. Установлены границы эффективного применения физико-химических методов интенсификации притоков и водоизоляционных работ:

1). Водные растворы электролитов низких концентраций и неионо-генные поверхностно-активные вещества в коллекторах с параметром oinc>0. 57;

2). Кислотные обработки ПБП в коллекторах с пс> 0.41;

:?). Гидравлический разрыв или гидрокислотный разрыв пласта в коллекторах с параметромм <*пс<0.25:

4). Изоляции водопритоков с использованием эффекта гидрофобиза-ции коллекторов с применением композиций на основе кремнийоргани-ческих соединений при различной водонасьпценности коллектора:

- высокая эффективность при Кв<0.43;

- средняя эффективность при Кв«0.43-0.63;

- низкая эффективность при Кв>0.63.

4. Fasработай комплекс высокоэффективных ресурсо- и энергосберегающих рецептур рабочих жидкостей и технологий интенсификации притоков из низкопроницаемого и сложнопостроенного терригенного коллектора физико-химическими, в том числе в комплексе с виброциклическими методами:

- рецептуры и технологии воздействия на ПЗП кислотными растворами, получаемыми из порошкообразных компонентов;

- рецептуры и технологии кислотно- щелочных и метанольно-щелочных способов воздействия на ПЗП;

- способ воздействия на ПБП, предполагающий более полное прохождение реакции кислотного раствора с горной породой;

- способ вскрытия и интенсификации притоков из еложнопостроен-ных, порово-трещиноватых пластов;

- способ вскрытия продуктивных пластов в колонне с сохранением фильтрационно-емкостных свойств коллектора;

- технология снижения давления разрыва горных пород при ГГП н рецептура жидкостей разрыва и пеекокоеителя;

- конструкции технических средств для виброцикллческого воздействия на ПВП (вибратор ГВБ-В,. струйный насос).

5. Комплекс новых высокоэффективных ресурсо- и энергосберегающих рецептур и технологий водоизоляционных работ физико-химическими методами при испытании скважин в переходных водонефтяных зонах:

- рецептуры и технологии селективной изоляции водопротоков ре-

агентами на основе тяжелой смолы пиролиза нефти, талового масла и кремний-органических соединений - модификатора. этилоиликата, ГКЖ-10;

- рецгптуры и технологии изоляции притоков подошвенных вод и ликвидации замоленных'перетоков на основе хлорида калы1ил, синтетической виноградной кислоты и кремний-органических соединений (этилсиликатаК а также на основе поливинилового спирта и гидрофобной кремнийорганической жидкости (ТЮК-ЮЛ;

- технология выработки запасов из зон недонасьгаьния эал-лг-й нефти.

6. Научно-практические разработки и р^гламентирующи- документы внедрены во всех геологических предприятиях концерна Тюменьгеоло-гия. За счет внедрения разработок в производство в промышленную категорию 0 переведено 220 млн. т нефти.

Основные положения и результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Пешков ЕЕ., Питкевич В. П, Оедорцов В. К , Ягафаров А. К. Эффективность воздействия водными растворами хлористого качьция на глинистые коллекторы. НТО "Проблемы не^ти и газа Тюмени". Вып. 21, 1974. с. 21-24.

2. Яедорцов В. К. , Ягафаров А. К. Условия применения концентрированных растворов хлористого кальция для вокрьггия глинистых коллекторов с низкими фильтрационными свойствами. Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 100, 1975.

3. Нестеров Е Е , Яедорцов В. К.. Ягафаров А. К. Возможности определения параметров призабойной зоны пласта по кривым давления при освоении скважин. Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. ЮЗ. 1975. с. 37-39.

4. <1едорцов Е К, Ягафаров А. К. Изучение условий вскрытия продуктивных отложений с низкими коллекторакими свойствами концентрированными растворами хлористого кальщш. Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 103,

' 1975, с. 35-47.

5. Отасюк М. Е.. Ягафаров А. К. Определение состояния призабойной зоны пласта по данным исследования фонтанирующих нефтяных скважин Самотлорского и Быстринского месторождений. Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 103, 1975 .

6. Пашков Е Е., Фгдорцов Е К. , Ягафаров А. К. Технология воздействия водными растворами хлористого кальция на призабойную зону с целью возбуждения притока пластового Флюида. Тюмень. 1976, 35 с.

7. «едорцов Е КЛ, Салманов Ф. К., • Ягафаров А. К., Назарова Г. С.

я 4

Выявление способов лб*--печения ;"т^пчивы>: промышленных притоков нефти из пласта АЕ Нижневартовского нефтегазоносного района. Геоло гия нефти и гага, 1977. Нб. с. ¿1 -¿9.

8. Питкевич Б. Т. . Сонич В. И , Ягафаров А. К. Экспериментальные исследования влияния химических обработок на проницаемость пород коллекторов нефтяных месторождений Западной Сибири. НТС "Проблемы нефти и газа Тюмени", вып. 35. 1977. с. 59-61.

9. Ягафаров А. К. , Пешков В. Е. Технология применения водных растворов хлорида кальция для повышения продуктивности скважин. Ин-форм. бюллетень НТО "Горное", Тюмень. с. 5.

10. Питкевич В. Т. , Шшков В. Е. . Ф?дорцов В. К. . Ягафаров А. К. Влияние минерализации закачиваемой воды на проницаемость глинистых пластов. Нефтяное хозяйство. 1978. N7. с. 36-40.

11. Еханин А. Е. . Федорцов Е К. , Ягафаров А. К. О целесообразности проведения кислотных обработок для повышения притоков нефти из отложений ачимовской толщи нз месторождениях Сургутского района. Тр. ЗапСибНИГПИ, вып. 127, 1978, с. 34-44.

12. Ягафаров А. К. Изучение лабораторными методами эффективности применения кислотных обработок для повышения продуктивности скважин. Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 127, 1978, с. 56-70.

13. Ягафаров А. К. лабораторные исследования эффективности ме-танольньгх обработок для повышения продуктивности скважин, Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 127, 1978, с. 70-74.

14. Гурьевских Г. К , Клевцур А. П. , Ягафаров А. К. Эффективность метода "каротаж-испытание-каротаж" для выделения эффективных мощностей в эаглннизированных разрезах. Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 162. 1979.

15. Гурьевских Г. К. , [Пашков Б. М. . ЯгафарОБ А. К Прогнозирование интенсификации притоков по результатам испытания скважин. НТС "Проблемы нефти и газа Тюмени", вып. 53, 1903, с. 20 20.

16. Ягафаров А. К. Геологические основы выбора объекта и способа интенсификации притоков нефти из гидрофильны/ терригеннн:-: коллекторов месторождений Западной Сибири. НТС Проблемы нефти п газа Тюмени", вып. 59, 1933, с. 8-11.

17. Ирбз Е А. , Ягафаров А. К. Применение пороховых генераторов давления для повышения продуктивности пластов юрского и неокомского возрастов в районах Западной Сибири. Тр. НПО "СоюзпромгеоФизика". Раменское, 1983, с. 21-24.

1?. Фгдордов Р. К. . Пешков Б. с Гс>И1.»яко И. Г'. .

Г. К., Клевцур А. П., Ягафаров А. К. Временные технические условия на испытание и пробную эксплуатацию нефтяных и газоконденсатных скважин. Тюмень. 1987, с. 211.

19. Ягафаров А. К.. Клещенко И. И., Пешков В. Е. Эффективность методов воздействия на призабойную зону пластов при поисках нефти и газа. ВЮШ. 1984 , 40 с.

£0. Ягафаров А. К., Клещенко И. И. Эффективность Физико-механических и Физико-химических методов воздействия на ПЗП месторождений Западной Сибири. Тр. ЗапСибНИГШ, вып. 186, 1984, с. 54-59.

21. Ягафаров А. К., Яедорцов R К., Вылегжанина ДА. Влияние смачиваемости твердой поверхности на фильтрацию неф/гей в пористых средах. Тр. Тюменской областной научно-технической конференции по химии и хим. технологии, Тюмень, 1985, с. 22-23.

22. Ягафаров А. К., Гринько А. А. Выявление зон АВПД по данным ГИО в Уренгойском нефтегазоносном районе. Тр. Тюменской областной научно-пр-актичеекой конференции, Тюмень, 1986, с. 16-17.

23. Беспалов Е И., Гринько А. А. , Каменев И. А. , Пушкарев С. ß. , ЯгаФар-ов А. К. Анализ эффективности применения бескорпусных разрушающих перфораторов типа ПР-43 (54) на месторождениях Западной Сибири. Тр. Тюменской областной научно-практической конференции, Тюмень, 1986, с. 19-20.

24. Ягафаров А. К., Пешков В. Е., Клеи*?нко И. И. {Ьвые методы изоляции водопритоков при разведке залежей нефти в терр-игенном разрезе. Тр. ЗапСибНИГНИ, 1986, с. 33-37.

25. Ягафаров А. К., Клеиенко И. И., Гринько А. А. , Каменев И. А. Влияние условий вскрытия пластов в обсаженном стволе на продуктивность разведочных скважин. Тр. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1987, с. 24-27.

26. Хаф'иэов ф. з., Онищук Т. Ы., Шпильман В. И., Пих Н. А. , Ягафаров А. К. Проблемы нефтегазоносности глубокозалегающих и сложнопост-роенных объектов Западной Сибири. Геология нефти и газа, N5, 1988, с. 5-8.

27. Ягафаров А. К., Клещенко И. И., Овчинников Е И. Восстановление герметичности эксплуатационных колонн в поисково-разведочных скважинах. ВНИИОЭНГ, НГИС, 1989," с. 10-12;

28. Ягафаров.А, К. Состояние и перспективы работ по интенсификации притоков на предприятиях концерна Тюменьгеология. Тезисы Всесоюзного семинара, 1990, с. 4-6.

29. Телков А. Д., . Ягафаров. А. К., Клещ&нко И. И., Тренин КХА. Обоснование математических моделей нефтяных залежей на примере раз-

работки пласта АС Приобского месторождения. Обзор ЕНИИОЭНГ, И. . 1993. 56 с.

30. Телков А. П. , Ягафаров А. К. . Шарипов А. 7. , Клещенко II И. Интерпретационные модели нефтяной залежи на стадии разработки. 06-ЭОР ЕНИИОЭНГ, М. , 1993, 72 С.

31. А. С. СССР 107803 КЛ Е21 В 43/32. Состав для изоляции селективных пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах. Клещенко 11Л , Овчинников В. И. , Пешков В. Е. , Ягафаров А. К. Заявлено 18.06.82. Опубликовано 07.03.84. Бюл. М9.

32. А. С. СССР 1302769 КЛ. Е21 В 43/27. Способ кислотной обработки скважин. Пешков В. Е. , Ягафаров А. К. , Вылегжанина Л. А. , Демичев С. С. Заявлено 01.11.84. Опубликовано. Бюл. N13, 1987.

33. А. С. СССР 1376650 КЛ. Е21 Б 43/27. Способ обработки приэа-бойной зоны скважин. Пешков В. Е. . Ягафаров А. К. , Былегланинз Л А. . Важенин В. И. Заявлено 29.07.84. Опубликовано 23.11.87. Бюл. N7.

34. А. С. СССР 1439219 КЛ. Е21 В 43/27. Способ вскрытия продуктивного низ непроницаемого пласта. Ягафаров А. К. , Гриньке А. А. . Се-дорцовВ. К. Заявлено 14. 07. 86. Опубликовано 32.11.87. Бюл. N43.

35. А. С. СССР 1460070 КЛ. С09К 7/08. Буровой раствор. Шарипов А. У. . Долганская С. И. , Ягафаров А. К. Заявлено 28.02. 86. Опубликовано 23. 02. 89. Бюл. М7.

36. А. С. СССР 1489239 КЛ. Е21 В 43/27. Способ кислотной обработки скважин. Ягафаров А. К. , Демичев С. С. Заявлено 28.01.87. Опубликовано 1989, Бюл. N23.

37. А. С. СССР 1508630. Способ обработки присквадинной зоны пласта. Ягафаров А. К. , Вылегжанина Л. А. , Федорцов В. К. , Козубовский А. И. Заявлено 30.07. 87. Опубликовано 1989. Бкл. N34.

38. А. С. СССР 1652517 КЛ. 21 В 43/'72. Способ обработки приск-вешинной еюны пласта. Ягафаров А. К. , Вылегжанина Л. А. . (

Т. И., Важенин В. И. Заявлено 27.02. 89. Опубликовано 30. 05. 91. Бюл. N20.

39. А. С. СССР 1680969 КЛ. Е21 В 49/00. Устройство для вызова притока из пласта. Шлеин Г. А. . Ягафаров А. К. , Хомяков П. Г. Заявлено 13. 02. 89. Опубликовано 30. 09.91.

40. А. С. СССР 1391215. Способ ремонтно-изоляционных работ на нефтяных и газовых скважинах. Ягафаров А. К. , Важенин Е. И. , Вылегжанина Л. А., Демичев С. С. , Клещенко И. И. Заявлено 28.07. 86. Опубликовано 1988. Бюл. N7.

41. Патент РФ Кл. Е21 В 49/00 , 43/00 5019053. Кузнецов Ю. А. ,

Шлеин Г. А. . Ягафаров А. К. Заявлено 27. 12.91. Ргшени- ч выдач- патента 07. 07. 93.

42. Патент Pi 1772345. Кл. Е21 И 49''00. Гидравлический золотниковый вибратор. Шильников М. В. , Ягафаров А. К. , Нестеров В. Н. заявлено 10.09.90. Опубликовано 30. 10.92. Бюл. N40.

43. Патент FS 4934257. Кл. Е21 В 43/011. Способ определения водонефтяного контакта. Ягафаров А. К. , Клещгнко И. И. , Ф^дорцов В. К. , Телков А. П. Заявлено 06.05.91. Решение о выдаче патента 05.07.93.

44. Патент РФ. Состав для изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых и заколонных перетоков. Ягафаров А. К., Шарипов А. У. , Вылегжанина Л. А. и др. Заявлено 05.06.91. Решение о выдаче патента

Соискатель ¿у А. К. Ягафаров