Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методов исследования и технологий восстановления фильтрационных характеристик коллекторов нефти и газа

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов исследования и технологий восстановления фильтрационных характеристик коллекторов нефти и газа"

□0340013 1

На правах рукописи

ПАНИКАРОВСКИЙ ЕВГЕНИЙ ВАЛЕНТИНОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ И ТЕХНОЛОГИЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

2 2 О ИТ ^ро

~. J

Автореферат диссертации иа соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2009

003480191

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию.

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Клещенко Иван Иванович Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

исследовательского и проектного института нефти (ТО «СургутНИПИнефть») г. Тюмень, ул. Розы Люксембург, 12/7,625 ОО $ •

Защита состоится 14 ноября 2009 года в 16-00 часов на заседании диссертационного совета Д. 212.273.01 при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский Государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) по адресу г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 Автореферат разослан 14 октября 2009 г Ученый секретарь

Бастриков Сергей Николаевич

- кандидат технических наук Кряквин Александр Борисович

Ведущая организация - Тюменское отделение Сургутского научно-

диссертационного совета Д 212.273.01, доктор технических наук, профессор

Г.Г1. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Одной из важных научно-технических проблем эффективной разработки нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири является разработка и совершенствование методов и технологий увеличения продуктивности скважин.

Успешное решение данной проблемы невозможно без разработки методов исследования фильтрационных характеристик пород-коллекторов, как в период их вскрытия и освоения, так и при эксплуатации скважин. Особенно это важно для слабосцементированных коллекторов апт-альб-сеноманских отложений и сложнопостроенных залежей ачимовских и юрских отложений, представленных трещинно-поровыми коллекторами с аномальновысокими пластовыми давлениями (АВПД).

Особо важную роль играют исследования проникновения водных и углеводородных фильтратов технологических жидкостей и распределения твердых осадков в поровом пространстве пород-коллекторов и физико-химического воздействия на прискважинную зону пластов (ПЗП), обеспечивающих сохранение, восстановление и увеличение фильтрационных характеристик продуктивных пластов и добычу углеводородов на проектном уровне.

На данном этапе развития знаний в области разработки методов увеличения продуктивности скважин следует совершенствовать известные и разрабатывать новые методы исследования по сохранению, восстановлению и увеличению фильтрационных характеристик пород-коллекторов в ПЗП при вскрытии пластов, освоении и эксплуатации скважин, чтобы в процессе проведения данных мероприятий избежать снижения продуктивности скважин и добычи углеводородов.

Перечисленные проблемы определяют актуальность работы.

Цель работы

Разработка методов исследования и технологий сохранения, восстановления и увеличения фильтрационных характеристик коллекторов нефти и газа, обеспечивающих потенциальную продуктивность скважин и проектную добычу углеводородов.

Основные задачи исследований

1. Разработка методов исследования проникновения фильтратов технологических жидкостей в коллекторы нефти и газа при испытании и эксплуатации скважин.

2. Обоснование и разработка способов определения фильтрационных характеристик расклинивающих материалов при нахождении их в трещинах гидроразрыва и проницаемости горных пород после обработки их кислотными составами.

3. Разработка физико-химических методов и технологий сохранения, восстановления и увеличения фильтрационных характеристик коллекторов нефти и газа в ПЗП, обеспечивающих добычу углеводородов на проектном уровне.

Научная новизна выполненной работы

1. Разработан усовершенствованный метод оценки влияния проникновения фильтратов технологических жидкостей на фильтрационные характеристики пород-коллекторов, основанный на изучении и определении остаточной водонасыщенности.

2. Разработаны способ определения фильтрационных характеристик расклинивающих материалов при нахождении их в трещинах гидроразрыва и способ определения проницаемости горных пород после обработки их кислотными составами.

3. Разработан метод экспериментального определения фильтрационных характеристик пород-коллекторов при моделировании процесса водоизоляционных работ путем сопоставления значений коэффициентов закупорки поровых каналов.

4. Разработаны метод точного выделения интервалов разреза для соляно-кислотных обработок на основании зависимости магнитной восприимчивости от растворимости горной породы в кислотных составах по данным магнитного каротажа и способ восстановления фильтрационных характеристик сложнопостроенных коллекторов.

Практическая ценность работы

Разработанные и предложенные научно-технические решения рекомендованы к применению при вскрытии и освоении залежей нефти и газа, эксплуатации скважин и разработке нефтяных и газовых месторождений.

1. Представленные в работе методы исследования фильтрационных характеристик пород-коллекторов дают возможность, уже на стадии

экспериментальных работ, устанавливать влияние проникновения фильтратов технологических жидкостей и кислотных составов на продуктивность скважин.

2. Разработанный способ определения пористости и проницаемости расклинивающих материалов, находящихся в трещине гидроразрыва, позволяет более точно рассчитать объем материала, необходимый для закрепления трещины и проводимость трещины.

3. Разработанный метод экспериментального определения эффективности водоизоляционных работ, основанный на сопоставлении значений коэффициентов закупорки поровых каналов, позволяет выбрать наиболее оптимальный вариант состава и технологию для производства ремонтно-изоляционных работ (патент РФ № 2231623).

4. Для закрепления слабосцементированных коллекторов разработаны и рекомендуются к применению состав и технология по патенту РФ № 2305765.

5. Разработаны и рекомендуются к применению кислотные составы и технологии для обработки ПЗП, сложенных поровыми и трещинно-поровыми коллекторами (патенты РФ № 2269648,2276724).

6. Разработаны и внедрены в производство на предприятиях ОАО «Газпром» два руководящих документа по ремонту скважин (СТО 00153780-196-2005 и СТО 00153780-197-2005).

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались и обсуждались:

на конференциях молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г. Тюмень, 2006 - 2008 гг.);

- на конференции: «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2007 г);

на Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием, посвященной 45-летию Тюменского индустриального института и 10-летию кафедры «РиВС» (г. Тюмень, 2008);

- на заседаниях НТС ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г. Тюмень, 2008 -2009 гг);

- на заседании НТС ИНиГ ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2009 г).

Публикации

По теме диссертации опубликованы 32 печатные работы, в том числе одна монография, 3 научно-технических обзора, 16 статей и 12 патентов РФ на изобретение. Три работы опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего в себя 164 наименования. Работа изложена на 184 страницах машинописного текста, содержит 20 рисунков и 38 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении представлена краткая характеристика работы, обоснована актуальность темы, сформулирована цель, поставлены задачи исследований, показана научная и практическая значимости проведенных исследований.

В первом разделе изложены краткие сведения о геологическом строении и геолого-физической характеристике продуктивных пластов месторождений Западной Сибири. Показано, что в составе нефтегазоносных комплексов месторождений Западной Сибири выделяются: нижне -среднеюрский; верхнеюрский; неокомский; аптский и сеноманский, отличающиеся особенностями геологического строения и размещением в них залежей нефти и газа.

При вскрытии и освоении продуктивных пород-коллекторов в нефтегазовых комплексах одна из главных проблем - сохранение фильтрационных характеристик пластов при технологических операциях, либо проведение обработок ПЗП, которые могли бы восстановить или увеличить их фильтрационные характеристики. Решение данной задачи связано с комплексом мероприятий, направленных на интенсификацию притоков углеводородов из скважин.

К данным технологиям можно отнести бурение боковых и горизонтальных стволов, физико-химическое воздействие на слабопроницаемые интервалы продуктивных пластов, гидравлический разрыв пласта (ГРП) и др.

Для повышения эффективности работ по интенсификации притоков физико-химическими и физическими методами необходимо внедрение новых технологий воздействия на пласт, позволяющих снизить поверхностное натяжение на границе нефть-вода и увеличить фильтрационные характеристики пород, устанавливать естественную и технологическую трещиноватость прискважинной зоны продуктивных пластов, обусловленную конкретными геолого-физическими характеристиками пород-коллекторов.

Во втором разделе рассмотрены вопросы разработки и совершенствования методов исследования проникновения фильтратов

технологических жидкостей в продуктивные пласты, определение их фильтрационных характеристик после вскрытия, освоения и в процессе эксплуатации скважин, а также определение фильтрационных характеристик расклинивающих материалов при нахождении их в трещинах гидроразрыва.

Изменение (уменьшение) фильтрационно-емкостной характеристики коллекторов при первичном и вторичном вскрытии связано с проникновением фильтрата и дисперсной фазы технологических жидкостей. Другим фактором снижения проницаемости коллекторов нефти и газа является физико-химическое взаимодействие фильтрата технологической жидкости с поверхностями поровых каналов пород и насыщающих их флюидов. Для оценки влияния проникновения фильтрата раствора в керн в лабораторных условиях предложена приставка к установке УИПК-1М, позволяющая моделировать пластовые условия проникновения фильтратов технологических

проникновения фильтрата раствора в образцы пород: 1 - гидравлический пресс; 2 - буферная емкость; 3, 4, 5 - емкости для нефти, раствора, масла; 6 - поршень; 7 - кернодержатель; 8 - образец керна; 9,10 - манометры; 11 - мерная бюретка.

При проникновении водных фильтратов технологических жидкостей в продуктивные пласты происходит снижение их фильтрационной характеристики из-за адсорбции химических реагентов в порах пород или образования водных диффузионных слоев на поверхности поровых каналов. Оба эти процесса снижают продуктивность скважин и препятствуют получению промышленных дебитов нефти и газа.

Для определения влияния адсорбционных и диффузионных слоев, проведены исследования по влиянию проникновения фильтратов жидкостей глушения, приготовленных на основе карбоксиметилкрахмала (КМК) и комплексного полимерного реагента (ПС), на фильтрационные характеристики пород.

В образцах, участвовавших в опытах, кроме коэффициента восстановления проницаемости определялась первоначальная водонасыщенность и конечное содержание воды для установления объема сохраняющегося фильтрата в образце керна. Содержание воды устанавливалось по данным экстракционно-дистилляционного способа.

По данным эксперимента рассчитывалось также содержание воды в образце керна после опыта ДУ по следующему соотношению:

> 0) где Ув - объем воды, отогнанной из образца керна, м3; Уов - объем остаточной воды в образце керна, м3.

Если содержание воды в образце после опыта ниже объема остаточной воды ДУ <Уов, то снижение проницаемости образца обусловлено процессами адсорбции химических реагентов на поверхности поровых каналов.

Если происходит увеличение объема воды в образце после опыта - выше объема остаточной воды АУ > Уов, то снижение проницаемости обусловливается процессами интенсивного проникновения водного фильтрата технологической жидкости и образованием обширных диффузионных слоев, сужающих сечение пор породы.

Определение коэффициентов восстановления проницаемости поровых коллекторов не вызывает серьезных затруднений. Однако при вскрытии трещинно-поровых коллекторов водный фильтрат и глинистая составляющая раствора проникают в трещины породы-коллектора, где основными проводящими каналами являются макро - и микротрещины.

Для проведения экспериментальных работ по определению трещинной пористости и проницаемости образцов керна разработан метод моделирования искусственной трещиноватости породы с созданием трещины, определенной геометрической формы с фиксированными размерами. Для этих целей брались образцы керна, не имеющие поровой проницаемости с горизонтальной слоистостью, отобранные в трещинно-поровом коллекторе.

Используя результаты исследований по закачиванию технологических жидкостей в трещину определенного размера, можно установить, какой

величины раскрытое™ трещины будут кольматироваться технологической жидкостью.

Основным параметром, определяющим фильтрационные характеристики пород при проведении экспериментов, считается проницаемость, а окончательный результат представляется в виде коэффициента восстановления проницаемости. Наиболее полную картину распределения кольматирующего породу состава и насыщающего ее флюида дает изучение структуры порового пространства породы до и после воздействия на него фильтратов растворов технологических жидкостей. В данном случае определяется коэффициент закупорки поровых каналов, который является аналогом коэффициента восстановления проницаемости и определяется расчетным путем. Наиболее полную информацию о распределении водоизолирующего состава в поровом пространстве породы-коллектора можно получить по данным определения коэффициента открытой пористости.

Расчет коэффициента закупорки поровых каналов по данным пористости осуществляют следующим образом.

Коэффициент открытой пористости (Кп) определяют по формуле: „ _ Упор

кп—у—• (2)

обр

где Упор - объем пор образца, м3; У0др - объем образца, м3.

После прокачки водоизолирующего состава объем пор изменяется в зависимости от нового значения открытой пористости.

Если первоначальный объем пор равен

Упор=КпУобр, (3)

то после закачки водоизолирующего состава величина объема пор изменяется

V' = Г ■ V , . (л\

пор п обР (4)

Изменение объема порового пространства АУпор после закачки состава составит

АУпор=упор-у;ор=уобр.(кп-к'п). (5)

Коэффициент закупорки поровых каналов К3равен

ДУпор Уобр(К»~Кп) ДК

где ДКП - изменение коэффициента пористости после закачки водоизолирующего состава, доли ед.; Кп - коэффициент пористости, доли ед.

Для определения объема и размера пор, занятых кольматирующим составом, методом центрифугирования снимается порометрическая характеристика керна в виде распределения пор по размерам до и после кольматации.

Капиллярное давление и радиус пор рассчитывались по значениям скорости, развиваемой ротором центрифуги при определенном режиме.

На приведенном графике (рисунок 2) наглядно представлено, что доля основных проводящих поровых каналов после кольматации сократилась в два раза. Основными капиллярами, перекрытыми кольматирующим составом, оказались поры радиусом 0,91 - 1,62 мкм.

Как было сказано выше, в комплекс мероприятий, направленных на интенсификацию притоков углеводородов из скважин, входит гидравлический разрыв пласта, при этом трещины гидроразрыва закрепляется расклинивающим материалом (песок, проппант и др.).

Одной из важных характеристик расклинивающего материала является пористость, от величины которой зависит объем материала, подготовленного для закачки с жидкостъю-проппантоносителем в трещину с известным объемом. Если известен объем трещины - Ух, то объем расклинивающего материала - Ур будет отличаться на объем пор наполнителя - Уп.

Уп=Ут-Ур. (7)

Объем пор расклинивающего материала выражается формулой:

УП=УТКП, (8)

где V,, - объем пор расклинивающего материала, м3; V., - расчетный объем трещины, м3; Кп - пористость расклинивающего материала, доли ед.

Для повышения точности измерений разработан метод, позволяющий определять пористость расклинивающего материала в пластовых условиях, при этом пористость расклинивающего материала рассчитывается по формуле:

Мт-М,

(9)

_ т2-1У1

П"РжЛбр'

где Кп - пористость материала, доли ед.; - объем цилиндрического

образца, м3; М2 - масса насыщенного образца, кг; М| - масса сухого образца, кг; рж - плотность жидкости, которой насыщался образец, кг/м3.

Объем пор, %

Объем пор, % Размер пор, мкм

Рисунок 2 - Распределение пор по размерам до и после кольматации

А. Образец №1. Абсолютная проницаемость - 26,5 10"3мкм2; проницаемость по воде до опыта 3,76 -10'3мкм2, после опыта - 0,8 -10"3мкм2; пористость до опыта - 17,1 %, после опыта - 16,8 %;

Б. Образец №2. Абсолютная проницаемость - 99,7 -10"3мкм2; проницаемость по воде до опыта-4,59 -10"3мкм2, после опыта - 0,21 103 мкм2; пористость до опыта - 18,3 %, после опыта - 17,7 %.

Проведены эксперименты с серией расклинивающих наполнителей, включающих кварцевые пески фракции от 1 до 2 мм, кремень фракции от 0,25 до 0,60 мм, керамический проппант 20/40. Давление сжатия изменялось от 10

до 30 МПа, а на каждой ступени определялась пористость расклинивающих материалов (рисунок 3).

В отличие от известных способов определения проницаемости, разработан метод максимально приближенный к условиям пласта, где проектируется проведение гидроразрыва. Данный метод позволяет наиболее полно учесть пластовые условия нахождения расклинивающего материала в трещине после проведения ГРП и более точно определить проводимость трещины. Кп,%

50 --Кремень (Краматорск),

О фракция от 0,25 до 0,6 мм

Проппант д керамический 2040 (Боровичи)

Кварцевый песок ("Икимсо"), фракция от 1 до 2 мм

Кварцевый песок □ (Волгоград),

фракция от 1до 2 мм

О 10

30

Рэф, МПа

Рисунок 3 - Распределение пористости расклинивающих материалов (Кп) при различном эффективном давлении (РЭф)

В третьем разделе рассмотрены вопросы восстановления фильтрационных характеристик коллекторов нефти и газа физико-химическими методами.

Среди причин, вызывающих ухудшение проницаемости коллекторов в ПЗП при первичном вскрытии, вторичном вскрытии, освоении и эксплуатации скважин, можно выделить геологические, технологические, физико-химические, термохимические.

В работе выполнены исследования взаимодействия различных кислотных составов (неорганические и органические кислоты) с образцами горных пород в различных термобарических условиях, моделирующих пластовые.

В экспериментах использовались кислоты: соляная (НС1); плавиковая (№); глинокислота (НС1+ НР); уксусная (СН3СООН); аскорбиновая (С6Н806) и

др.

Проведенные эксперименты показали, что кислотные составы 20 % НС1 + 15 % НР и 12 % НС1 + 1,5 % № растворяют от 10,0 до 11,8 % твердой фазы пород (валанжинские отложения Ямбургского и Уренгойского месторождений). Снижение концентрации соляной кислоты в растворе до 10 % приводит к снижению растворимости твердой фазы.

Процесс растворения проб утяжелителя в кислоте проводился в воздушном термостате при температуре 105 °С, что соответствует пластовым условиям ачимовских отложений. Для проведения экспериментов использовались пробы железорудных концентратов ЖРК-1, ЖРК-2, которые входят в состав утяжелителей при вскрытии ачимовских отложений. Растворение навесок проводилось в три этапа: растворение 20 % - ным раствором соляной кислоты; растворение 15 % - ным раствором плавиковой кислоты; растворение 20 % - ным раствором соляной кислоты. Проба ЖРК-1 растворилась на 84,2 %, а проба ЖРК-2 только на 30,2 % из-за присутствия в ней большого количества силикатных примесей.

Перевод в растворимое состояние барита проводился методом конверсии (патент РФ № 2209957) раствором кальцинированной соды (Ыа2С01) с дальнейшим растворением в соляной кислоте при температуре 105 °С (таблица 1).

Таблица 1 - Результаты растворения утяжелителей бурового раствора

Тип утяжелителя Номер этапа растворения Концентрации кислотных составов и кальцинированной соды для растворения проб Количество растворенного вещества, % Условия проведения опытов

Барит (изготовитель Россия - Казахстан) 1 2 3 4 20 % ИагССЬ 20 % НС1 15 % НИ 20 % НС1 31,2 Растворение при 1=105 "С

Барит (изготовитель Россия - Китай) 1 2 3 4 20 % ИазСО, 20 % НС1 15 % НР 20 % НС1 41,2 Растворение при 1=105°С

Барит(чистая соль Ва504) 1 2 20 % N02(303 20 % НС1 89,3 Растворение при 1=105°С

Анализируя результаты этих экспериментов, следует сделать вывод, что степень растворимости барита зависит от наличия силикатных примесей. При проведении экспериментов по деполимеризации были отобраны пробы полимеров карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), комплексный лигносульфонат пековый (КЛСП) и Кет-рах. Для перевода в растворимое состояние полимеров использовался раствор 24 % - ной соляной кислоты и ацетона, а также раствор 20 % - ной соляной кислоты. При взаимодействии 5 % - ных растворов КМЦ с ацетон-кислотным раствором растворилось от 80,5 до 92,0 % полимера; 5 % - ный раствор КЛСП и 5 % - ный раствор Кет-раэ растворились в ацетоно-кислотном растворе от 29,4 до 33,7 %.

С целью определения влияния кислотных составов на увеличение проницаемости горных пород проведены эксперименты по закачке в образцы кислотных составов, применяемых для обработки ПЗП Уренгойского и Ямбургского месторождений.

После проведения всего комплекса работ получены графики распределения показателя кислотности (рН) от объема прокаченной через керн кислоты по отношению к объему пор образца (рисунок 4).

2,0 1,5 1,0 0,5

0--

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 Хк

Уп

Рисунок 4 - Распределение показателя кислотности (рН) в зависимости от количества прокаченной через керн кислоты (Ук) и объема

пор керна (Уп)

Уренгойское месторождение, скв. 6401, обр. 7а. КПР = 17,8 10"3мкм2, Кп = 15,4 %, Кв = 38,4 %. Состав раствора: 12 % НС1 + 3 % НР + 1,5 % СН3СООН

Разработан метод точного выделения интервалов для солянокислотной обработки (СКО) на основании зависимости магнитной восприимчивости от растворимости горной породы в кислотных составах и данных магнитного каротажа.

Магнитная восприимчивость растворившихся в кислоте компонентов породы, связана с присутствием в ее составе железистых хлоритов, являющихся основным цементирующим минералом в продуктивных пластах валанжин-готеривских отложений месторождений Западной Сибири (рисунок 5).

Х-10"5 6

5

4

3

2

1

0 2 4 6 8

С,%

Рисунок 5 - Зависимость магнитной восприимчивости (х)образцов керна Уренгойского месторождения от растворимости (С); (Х=0,513С+2,487).

Зависимость магнитной восприимчивости от количества растворившихся в кислоте компонентов породы может быть использована для интерпретации данных магнитного каротажа с целью выделения в разрезах скважин интервалов для СКО, а также для планирования проведения глинокислотных обработок, если содержание железосодержащих минералов окажется низким.

Одним из основных объектов разработки при добыче газа являются верхнеапт-сеноманские отложения, сложенные слабосцементированными коллекторами.

Разработан эффективный способ борьбы с выносом песка с применением в качестве жидкости-носителя водного раствора КМЦ, опилок алюминия, измельченной сырой резины и соляной кислоты (патент РФ № 2305765).

О. 'Ъ

В результате проведенных экспериментальных работ, проницаемость образующейся зоны устойчивых пород после обработки понизилась незначительно - от 1,6 до 3,3 % от первоначальных значений проницаемости образца.

Для изоляции притока пластовых вод и закрепления коллекторов в ПЗП разработан состав и технология ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтегазовых скважинах на основе неорганического полимера (жидкого стекла), (патент № 2242606). Состав включает в себя в качестве дисперсионной среды жидкое стекло №28Юз, в качестве дисперсной фазы содержит кремнефтористый натрий Ма281Р6 и наполнитель - гашеную известь Са(ОН)2-

В четвертом разделе приведены исследования и технологии для сохранения и восстановления фильтрационных характеристик терригенных трещинно-поровых коллекторов. В Западной Сибири установлены залежи нефти и газа со значительными запасами в трещинно-поровых коллекторах баженовской свиты и ачимовских отложений нижнего мела, юрских отложений.

Изучение трещиноватости горных пород связано с определением их упругих характеристик, а результаты этих исследований используются при проведении геофизических работ, связанных с бурением и эксплуатацией нефтяных и газовых скважин.

Для изучения упругих свойств ачимовских отложений разработан метод определения упругих свойств осадочных пород. Для экспериментов по определению упругих свойств была отобрана коллекция образцов, представленных поровыми коллекторами (валанжин) и трещинно-поровыми коллекторами (ачимовские отложения).

Расчет коэффициента Пуассона по данным взвешивания образцов для определения объема пор на каждой ступени сжатия, опуская промежуточные вычисления, осуществляется по формуле:

где (1 - первоначальный диаметр образца, м; I - первоначальная длина образца, м; Д/ - изменение длины, м; М - изменение диаметра, м;

В результате проведенных экспериментальных работ установлено, что валанжинские образцы имеют значения коэффициентов Пуассона от 0,Ю до 0,15, а образцы ачимовских отложений имеют большой разброс значений коэффициента Пуассона, которые зависят от величины давления сжатия. При

незначительных давлениях сжатия от 0,2 до 0,4 МПа данные породы ведут себя как упругие тела, а значения коэффициентов Пуассона находятся в пределах от 0,26 до 0,37.

Различия в упругих свойствах пород валанжинских и ачимовских отложений свидетельствуют о том, что образцы керна ачимовских отложений подверглись значительным деформациям и имеют сильную остаточную деформацию. Присутствие остаточной деформации у пород ачимовских отложений обусловливает появление трещиноватости и способствует образованию трещинно-поровых коллекторов.

Промысловый опыт вскрытия трещинно-поровых и порово-трещинных коллекторов в зонах с АВПД показывает, что давление столба бурового раствора повсеместно завышается за счет увеличения плотности бурового раствора на 5 %, а при значении коэффициента аномальности от 1,6 до 1,8 репрессия на пласт возрастает до 4,5 МПа. При вскрытии пород-коллекторов данного типа наиболее проницаемая часть коллектора поглощает переутяжеленный раствор и в результате этого происходит резкое снижение его уровня в скважине, что сможет привести к выбросу раствора и аварийному фонтанированию.

Из практики вскрытия пластов с АВПД следует, что необходимо использовать растворы с плотностью от 1800 до 2000 кг/м3, обладающих хорошими реологическими свойствами при температурах от 100 °С до 130 °С, не ухудшающих фильтрационных характеристик пласта.

Разработан раствор для вскрытия пластов с АВПД, содержащий бентонитовый глинопорошок, карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза (КМОЭЦ), кремнийорганическую жидкость ПОК -10, целлотон-Ф, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ), высокодисперсный аэросил МАС-200 в дизельном топливе, баритовый утяжелитель и воду (патент РФ № 2313556).

Данные экспериментальных исследований, проведенных на образцах керна Ямбургского месторождения, показывают, что водный фильтрат разработанного раствора незначительно ухудшает фильтрационные характеристики пород, а коэффициент восстановления проницаемости составляет более 0,9.

Перфорационные жидкости для вторичного вскрытия ачимовских отложений на депрессии и равновесии должны иметь такую плотность, чтобы не допустить загрязнение коллекторов в ПЗП своими фильтратами.

Особое место при освоении трещинно-поровых коллекторов следует отнести к разработанным перфорационным средам, приготовленным на базе

соляной кислоты 10 % - ной и плавиковой 5 % - ной концентрации с добавками 0,5 % аскорбиновой кислоты (С6ПнО(,). При применении кислых сред проницаемость ПЗП, по данным исследования кернового материала, может возрастать до 100 % и более по сравнению с первоначальной.

Большие перспективы при освоении и эксплуатации скважин, вскрывших трещинно-поровые коллекторы, имеют методы глубокопроницающего физико-химического воздействия на пласт. В данном случае для кислотной обработки ПЗП необходимо использовать разработанную загущенную кислотную эмульсию и кислотный раствор. Загущенная кислотная эмульсия обеспечивает раскрытие трещин и первичную обработку стенок трещин кислотой. Закачкой эмульсии перекрывается часть трещин, но остаются открытыми основные флюидопроводящие трещины (патент РФ № 2269648).

Поэтапное закачивание эмульсии и кислотных растворов приводит к полной очистке системы проводящих трещин от кольматирующих компонентов и восстановлению фильтрационных свойств продуктивного пласта.

Результаты опытов по двухэтапной закачке кислотных составов свидетельствуют о том, что можно повысить эффективность физико-химического воздействия на ПЗП, сложенных трещинно-поровыми коллекторами, и обеспечить добычу углеводородов на проектном уровне.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В результате научного обобщения и анализа материалов изучения геологического строения месторождений и геолого-промысловых исследований, выполненных экспериментальных лабораторных исследований и промысловых работ на скважинах, поставленные в диссертационной работе задачи решены и сделаны следующие основные выводы и рекомендации.

1. Установлено влияние различных факторов, вызывающих перераспределение пластовых флюидов при вскрытии пластов на углеводородных растворах. Показано, что в процессе опережающего проникновения фильтрата углеводородного раствора в керн, вытеснения остаточной воды и нарушения фильтрационных характеристик не происходит.

2. Установлено, что характер взаимодействия водных фильтратов технологических жидкостей с породой-коллектором зависит от смачиваемости породы, структуры порового пространства, соотношения подвижной и неподвижной фаз, а состав технологических жидкостей влияет на процессы адсорбции химических реагентов и фильтрационные характеристики пород-коллекторов.

3. Разработан способ определения пористости и проницаемости расклинивающих материалов, находящихся в трещине ГРП, в условиях, максимально приближенных к пластовым, позволяющий, при эффективных давлениях, более точно рассчитать объем проппанта для заполнения трещины ГРП и проводимость трещины.

4. Разработан метод экспериментального определения фильтрационных характеристик коллекторов при моделировании процесса РИР путем сопоставления значений коэффициентов закупорки поровых каналов, дающих наиболее полную характеристику об изменении ФЕС.

5. Разработан метод точного выделения интервалов для СКО на основании зависимости магнитной восприимчивости от растворимости горной породы в кислотных составах и данных магнитного каротажа. Предложены технологии и кислотные составы для обработки ПЗП, сложенных поровыми и трещинно-поровыми коллекторами.

6. Для вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин на депрессии и равновесии разработаны загущенные солевые растворы и растворы на базе соляной и плавиковой кислот с добавлением аскорбиновой кислоты. При освоении трещинно-поровых коллекторов ачимовских отложений и эксплуатации скважин высокую эффективность будут иметь технологии глубокопроникающего физико-химического воздействия.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Паникаровский В.В. Петрофизические методы исследования нефтегазонасыщенности пород-коллекторов: Монография / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский // - Тюмень. Изд-во «Вектор Бук», 2001. -112 с.

2. Паникаровский В.В. Определение проницаемости и пористости расклинивающих материалов / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский // Сб. тр. ООО «ТюменНИИгипрогаз». Актуальные проблемы строительства и эксплуатации газовых скважин, промыслового обустройства месторождений и транспорта газа. - Тюмень. ООО «ТюменНИИгипрогаз». Недра. С.-Петерб. отд-ние., 2002. - С. 65-73.

3. Патент РФ 2184363 С2 Ю 01 N 15/08. Способ определения остаточной нефтенасыщенности слабосцементированных горных пород / В.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов, Е.В. Паникаровский. Заявлено 12.07.2000. Опубликовано 27.06.2002. Бюл. № 18. - 3 с.

4. Паникаровский В.В. О перспективах выделения в разрезе скважин интервалов для солянокислотной обработки по данным геофизических исследований скважин / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский // НТС. Сер.: «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - М.: ООО ИРЦ «Газпром». № 3, 2003. - С. 13-18.

5. Патент РФ 2220281 CI 7Е 21 В 43/27. Способ подготовки призабойной зоны скважины перед кислотной обработкой / В.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов, И.И. Клещенко, B.C. Битюкова, Е.В. Паникаровский. Заявлено 08.05.2002. Опубликовано 27.12.2003. Бюл. № 36. - 3 с.

6. Патент РФ 2184364 CI 7G N 15/08, Е 21 В 43/27. Способ определения степени изменения порового пространства образца горной породы в кислотных составах / В.В. Паникаровский, И.И. Клещенко, B.C. Битюкова, В.А. Шуплецов, Е.В. Паникаровский. Заявлено 01.03.2001. Опубликовано 27.12.2003. Бюл. № 36. - 3 с.

7. Патент РФ 2205951 CI 7Е 21 В 43/27. G 01 V 3/08. Способ выделения в разрезе скважины интервалов для солянокислотной обработки / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов, И.И. Клещенко, А.И. Козубовский. Заявлено 10.10.2001. Опубликовано 10.06.2003. Бюл. № 16. -4 с.

8. Паникаровский В.В. Вскрытие и освоение сложнопостроенных залежей / В.В. Паникаровский, И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский // Обз. инф. Сер.: «Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений». - М.: ООО ИРЦ «Газпром». 2004. - 48 с.

9. Паникаровский В.В. Выделение и вскрытие пластов с аномально высокими пластовыми давлениями, сложенных порово-трещенными и трещинно-поровыми коллекторами / В.В. Паникаровский, В.К. Романов, Е.В. Паникаровский и др. // НТС. № 3. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2004. - С. 27-34.

10. Паникаровский В.В. Методы определения распределения кольматирующих составов в поровом пространстве пород-коллекторов / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский // НТС. № 2. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2004. - С. 32-39.

11. Паникаровский В.В. Определение коэффициента восстановления проницаемости горных пород / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский

// НТС. № 4. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2004. - С. 23-28.

12. Паникаровский В.В. Определение упругих свойств осадочных пород / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский // НТС. № 1. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.

- М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2004. - С. 25-30.

13. Патент РФ 2224105 CI 7Е 21 В 49/02, G 01 N 15/08. Способ определения восстановления проницаемости горных пород / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов и др. Заявлено 30.08.2002. Опубликовано 20.02.2004. Бюл. №5.-3 с.

14. Патент РФ 2231623 CI 7G. Способ определения коэффициента закупорки поровых каналов водоизолирующими составами / В.В. Паникаровский, И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов. Заявлено 15.11.2002. Опубликовано 27.06.04. Бюл. № 18. - 3 с.

15. Патент РФ 2242606. Состав для ремонтно- водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / И.И. Клещенко, С.К. Сохошко, Н.Е. Юшкова, Е.В. Паникаровский и др. Заявлено 28.08.2003. Опубликовано 20.12.2004. Бюл. № 35. - 3 с.

16. Патент РФ 2253855 G 01 N 3/32. Способ определения упругих свойств осадочных пород / В.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов, И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский. Заявлено 10.09.2003. Опубликовано 10.09.2005. Бюл. № 16. - 3 с.

17. Патент РФ 2256073 Е21 В 43/27. Состав для обработки призабойной зоны пласта / В.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов, В.К.Романов, Е.В. Паникаровский и др. Заявлено 24.02.2004. Опубликовано 10.07.2005. Бюл. № 19. - 3 с.

18. Паникаровский В.В. Петрофизические исследования пород-коллекторов с целью повышения продуктивности скважин / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский, И.И. Клещенко // Обзор, инф. Сер.: «Разработка и экспуатация газовых и газоконденсатных месторождений».

- М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2006. - 100 с.

19. Сохошко С.К. Восстановление ФЕС пород-коллекторов и интенсификация притоков углеводородов в скважинах, вскрывших пласты с аномально высокими пластовыми давлениями. / С.К. Сохошко, И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский // - Тюмень, Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. ТюмГНГУ - Тюмень. № 3. 2006. - С. 79-81.

20. Паникаровский Е.В. Перспектива использования физико-химических методов увеличения продуктивности скважин / Е.В. Паникаровский И.И. Клещенко // - М.: ОАО ВНИИОЭНГ. Нефтепромысловое дело. № 3. 2006. - С. 20-26.

21. Патент РФ 2276724 Е 21 В 43/27. Состав для обработки призабойной зоны пласта / В.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов, И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский и др. Заявлено 01. 11. 2004. Опубликовано 20.05.2006. Бюл. № 14. - 3 с.

22. Патент РФ 2269648 РФ Е21 В 43/27. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта / В.В. Паникаровский, В.А. Щуплецов, И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский Заявлено 29.06.2004. Опубликовано 10.02.2006. Бюл. №4.-3 с.

23. Патент РФ 2305765 Е 21 В 43/32. Способ крепления призабойной зоны пласта / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский, В.А. Шуплецов, Е.А. Поляков. Заявлено 01. 11. 2004. Опубликовано 20.05.2006. Бюл. № 14. -Зс.

24. Паникаровский В.В. Определение нефтегазонасыщенности пород-коллектров / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский // Обзор, инф. Сер.: «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2007. - 97 с.

25. Паникаровский Е.В. Восстановление фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов в сложнопостроенных залежах // НТС № 1. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2007. - С. 56-59.

26. Паникаровский В.В. Вскрытие и освоение пластов с аномально высоким пластовым давлением / В.В. Паникаровский, В.К. Романов, С.Н. Мацук, Е.В. Паникаровский и др. // Геолого-промысловое и технико-экономическое обоснование разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз»; СПб: Недра. С.-Петерб. отд-ние., 2007. - С. 146-159.

27. Паникаровский Е.В. Физико-химическое воздействие на полимерсодержащие компоненты технологических жидкостей // Спец. сб. № 3. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО ИРЦ «Газпром». 2007. - С. 25-28.

28. Клещенко И.И. Экспериментальные исследования влияния фильтратов технологических жидкостей на ФЕС коллекторов / И.И. Клещенко,

28. Клещенко И.И. Экспериментальные исследования влияния фильтратов технологических жидкостей на ФЕС коллекторов / И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский, А.Н. Коротченко, С.С. Демичев И Сб. научн. тр. ИНиГ ТюмГНГУ. - Тюмень ТюмГНГУ, 2008. - С. 121-127.

29. Клещенко И.И. Оценка качества вскрытия продуктивных пластов / И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский, Д.А. Шаталов, С.С. Демичев / Сборник трудов и материалов Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием, посвященной 45-летию Тюменского Индустриального института и 10-летию кафедры РиВС (часть 1). И - Тюмень: Издательство «Нефтегазовый университет», 2008. - С. 34-37.

30. Клещенко И.И. Оценка влияния проникновения технологических жидкостей в трещинно-поровые коллекторы / И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский, С.С. Демичев / Сборник трудов и материалов Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием, посвященной 45-летию Тюменского Индустриального института и 10-летию кафедры РиВС (часть 1). // - Тюмень: Издательство «Нефтегазовый университет», 2008. - С. 122-126.

31. Клещенко И.И. Вскрытие и освоение продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири / И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский, С.С. Демичев / Сборник трудов и материалов Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием, посвященной 45-летию Тюменского Индустриального института и 10-летию кафедры РиВС (часть 2). // - Тюмень: Издательство «Нефтегазовый университет», 2008. - С. 19-21.

32. Паникаровский Е.В. Использование спиртно-кислотного раствора для разрушения полимерной составляющей технологических жидкостей. Оборудование и. технологии для нефтегазового комплекса / - М.: ОАО

ВНИИОЭНГ. № 3. 2009. - С. 28-31.

Соискатель

Е.В. Паникаровский

Подписано к печати 12 октября 2009 г

Заказ №_

Формат 60x84 '/16 Отпечатано на RISO GR 3750

Бум. писч. № 1 Уч.-изд.л. 1,0 Усл. печ. л. 1,0 Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Паникаровский, Евгений Валентинович

ВВЕДЕНИЕ.

1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОДУКТИВНЫХПЛАСТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.

1.1 Краткий анализ геологического строения и геолого-физических характеристик продуктивных пластов месторождений Западной Сибири.

1.2 Геолого-физические характеристики сложнопостроенных залежей нефти и газа в терригенных коллекторах.

1.3 Основные проблемы сохранения и восстановления фильтрационных характеристик продуктивных пластов.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2 РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОНИКНОВЕНИЯ ФИЛЬТРАТОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ В КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА И ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК РАСКЛИНИВАЮЩИХ МАТЕРИАЛОВ В ТРЕЩИНАХ ГИДРОРАЗРЫВА.

2.1 Исследование влияния проникновения фильтрата раствора на углеводородной основе на остаточную водонасыщенность и фильтрационные характеристики коллекторов.

2.2 Исследование влияния проникновения водных фильтратов технологических жидкостей на фильтрационные характеристики коллекторов.

2.3 Анализ распределения нерастворимых осадков технологических жидкостей в поровом пространстве коллекторов.

2.4 Определение фильтрационных характеристик расклинивающих материалов при нахождении их в трещинах гидроразрыва.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК КОЛЛЕКТОРОВ

НЕФТИ И ГАЗА.

3.1 Анализ причин ухудшения фильтрационных характеристик коллекторов в прискважинной зоне.

3.2 Обоснование применения химических реагентов для восстановления и увеличения фильтрационных характеристик продуктивных пластов.

3.3 Экспериментальные исследования взаимодействия кислотных составов с горными породами и основными составляющими промывочных жидкостей, снижающих фильтрационные характеристики коллекторов.

3.4 Определение проницаемости горных пород после обработки кислотными составами.

3.5 Выделение в разрезе скважин интервалов для солянокислотных обработок по данным исследований образцов керна.

3.6 Обоснование геолого-физических и петрофизических критериев применения кислотных обработок.

3.7 Исследования по сохранению фильтрационных характеристик прискважинных зон пластов, сложенных слабосцементированными породами.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ СОХРАНЕНИЯ И ВОССТАНОВЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.

4.1 Разработка методов выделения трещинно-поровых коллекторов по данным гидродинамических и петрофизических исследований.

4.2 Обоснование технологий вскрытия, освоения скважин и восстановления фильтрационных характеристик сложнопостроенных коллекторов.

4.3 Разработка предложений по внедрению научно-технических разработок в производство.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов исследования и технологий восстановления фильтрационных характеристик коллекторов нефти и газа"

Актуальность работы

Одной из важных научно-технических проблем эффективной разработки нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири является разработка и совершенствование методов и технологий увеличения продуктивности скважин.

Успешное решение данной проблемы невозможно без разработки методов исследования фильтрационных характеристик пород-коллекторов, как в период их вскрытия и освоения, так и при эксплуатации скважин. Особенно это важно для слабосцементированных коллекторов апт-альб-сеноманских отложений и сложнопостроенных залежей ачимовских и юрских отложений, представленных трещинно-поровыми коллекторами с аномальновысокими пластовыми давлениями (АВПД).

Особо важную роль играют исследования проникновения водных и углеводородных фильтратов технологических жидкостей и распределения твердых осадков в поровом пространстве пород-коллекторов и физико-химического воздействия на прискважинную зону пластов (ПЗП), обеспечивающих сохранение, восстановление и увеличение фильтрационных характеристик продуктивных пластов и добычу углеводородов на проектном уровне.

На данном этапе развития знаний в области разработки методов увеличения продуктивности скважин следует совершенствовать известные и разрабатывать новые методы исследования по сохранению, восстановлению и увеличению фильтрационных характеристик пород-коллекторов в ПЗП при вскрытии пластов, освоении и эксплуатации скважин, чтобы в процессе проведения данных мероприятий избежать снижения продуктивности скважин и добычи углеводородов.

Перечисленные проблемы определяют актуальность работы.

Цель работы - Разработка методов исследования и технологий сохранения, восстановления и увеличения фильтрационных характеристик коллекторов нефти и газа, обеспечивающих потенциальную продуктивность скважин и проектную добычу углеводородов.

Основные задачи исследований

1. Разработка методов исследования проникновения фильтратов технологических жидкостей в коллекторы нефти и газа при испытании и эксплуатации скважин.

2. Обоснование и разработка способов определения фильтрационных характеристик расклинивающих материалов при нахождении их в трещинах гидроразрыва и проницаемости горных пород после обработки их кислотными составами.

3. Разработка физико-химических методов и технологий сохранения, восстановления и увеличения фильтрационных характеристик коллекторов нефти и газа в ПЗП, обеспечивающих добычу углеводородов на проектном уровне.

Научная новизна выполненной работы

1. Разработан усовершенствованный метод оценки влияния проникновения фильтратов технологических жидкостей на фильтрационные характеристики пород-коллекторов, основанный на изучении и определении остаточной водонасыщенности.

2. Разработаны способ определения фильтрационных характеристик расклинивающих материалов при нахождении их в трещинах гидроразрыва и способ определения проницаемости горных пород после обработки их кислотными составами.

3. Разработан метод экспериментального определения фильтрационных характеристик пород-коллекторов при моделировании процесса водоизоляционных работ путем сопоставления значений коэффициентов закупорки поровых каналов.

4. Разработаны метод точного выделения интервалов разреза для соляно-кислотных обработок на основании зависимости магнитной восприимчивости от растворимости горной породы в кислотных составах по данным магнитного каротажа и способ восстановления фильтрационных характеристик сложнопостроенных коллекторов.

Практическая ценность работы

Разработанные и предложенные научно-технические решения рекомендованы к применению при вскрытии и освоении залежей нефти и газа, эксплуатации скважин и разработке нефтяных и газовых месторождений.

1. Представленные в работе методы исследования фильтрационных характеристик пород-коллекторов дают возможность, уже на стадии экспериментальных работ, устанавливать влияние проникновения фильтратов технологических жидкостей и кислотных составов на продуктивность скважин.

2. Разработанный способ определения пористости и проницаемости расклинивающих материалов, находящихся в трещине гидроразрыва, позволяет более точно рассчитать объем материала, необходимый для закрепления трещины и проводимость трещины.

3. Разработанный метод экспериментального определения эффективности водоизоляционных работ, основанный на сопоставлении значений коэффициентов закупорки поровых каналов, позволяет выбрать наиболее оптимальный вариант состава и технологию для производства ремонтно-изоляционных работ (патент РФ № 2231623).

4. Для закрепления слабосцементированных коллекторов разработаны и рекомендуются к применению состав и технология по патенту РФ № 2305765.

5:1 Разработаны и рекомендуются к применению кислотные составы и технологии для обработки ПЗП, сложенных поровыми и трещинно-поровыми коллекторами (патенты РФ № 2269648, 2276724).

6. Разработаны и внедрены в производство на предприятиях ОАО «Газпром» два руководящих документа по ремонту скважин (СТО 00153780196-2005 и СТО 00153780-197-2005).

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались и обсуждались: на конференциях молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г. Тюмень, 2006 - 2008 гг.);

- на конференции: «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2007 г); на Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием, посвященной 45-летию Тюменского индустриального института и 10-летию кафедры «РиВС» (г. Тюмень, 2008);

- на заседаниях НТС ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г. Тюмень, 2008 - 2009 гг);

- на заседании НТС ИНиГ ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2009 г).

Публикации

По теме диссертации опубликованы 32 печатные работы, в том числе одна монография, 3 научно-технических обзора, 16 статей и 12 патентов РФ на изобретение. Две работы опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего в себя 164 наименования. Работа изложена на 184 страницах машинописного текста, содержит 20 рисунков и 38 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Паникаровский, Евгений Валентинович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В результате научного обобщения и анализа материалов изучения геологического строения месторождений и геолого-промысловых исследований, выполненных экспериментальных лабораторных исследований и промысловых работ на скважинах, поставленные в диссертационной работе задачи решены и сделаны следующие основные выводы и рекомендации.

1. Установлено влияние различных факторов, вызывающих перераспределение пластовых флюидов при вскрытии пластов на углеводородных растворах. Показано, что в процессе опережающего проникновения фильтрата углеводородного раствора в керн, вытеснения остаточной воды и нарушения фильтрационных характеристик не происходит.

2. Установлено, что характер взаимодействия водных фильтратов технологических жидкостей с породой-коллектором зависит от смачиваемости породы, структуры порового пространства, соотношения подвижной и неподвижной фаз, а состав технологических жидкостей влияет на процессы адсорбции химических реагентов и фильтрационные характеристики пород-коллекторов.

3. Разработан способ определения пористости и проницаемости расклинивающих материалов, находящихся в трещине ГРП, в условиях, максимально приближенных к пластовым, позволяющий, при эффективных давлениях, более точно рассчитать объем проппанта для заполнения трещины ГРП, проводимость трещины.

4. Разработан метод экспериментального определения фильтрационных характеристик коллекторов при моделировании процесса РИР путем сопоставления значений коэффициентов закупорки поровых каналов, дающих наиболее полную характеристику об изменении ФЕС.

5. Разработан метод точного выделения интервалов для СКО на основании зависимости магнитной восприимчивости от растворимости горной породы в кислотных составах и данных магнитного каротажа. Предложены технологии и кислотные составы для обработки ПЗГТ, сложенных поровыми и трещинно-поровыми коллекторами.

6. Для вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин на депрессии и равновесии разработаны и рекомендуются к применению загущенные солевые растворы и растворы на базе соляной и плавиковой кислот с добавлением аскорбиновой кислоты. При освоении трещинно-поровых коллекторов ачимовских отложений и эксплуатации скважин высокую эффективность будут иметь технологии глубокопроникающего физико-химического воздействия, позволяющие восстановить ФЕС пород-коллекторов, обеспечить проектные производительность скважин и добычу углеводородов.

7. В результате внедрения на предприятиях ОАО «Газпром» руководящих документов (СТО 00153780-196-2005 и СТО 00153780-197-2005) разработаны планы и программы по капитальному ремонту скважин на Медвежьем, Ямбургском, Уренгойском, Губкинском, Северо-Комсомольском и др. месторождениях, позволяющие ускорить работы по ограничению водопритоков и выноса песка, снижению их стоимости и обеспечить проектную добычу углеводородов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Паникаровский, Евгений Валентинович, Тюмень

1. Сурков B.C., Казаков A.M. и др. Перспективы нижне-среднеюрских отложений Ямало-Ненецкого автономного округа. // Геология нефти и газа. М.: Недра. №11, 1998. С. 8-20.

2. Проект поисков залежей углеводородов в ачимовских и юрских отложениях на Южно-Песцовой и Песцовой площадях. // Новый Уренгой, ф. «Тюменбургаз» КТЭ, 1998. 128 с.

3. Варенникова Т.А., Артемова Т.Л. и др. Методика освоения нижнеюрских отложений севера Западной Сибири. // Геология нефти и газа. М.: Недра. № 6, 1990. С. 15-18.

4. Сурков B.C., Девятов В.П., Казаков A.M. и др. Нефтегазоносные комплексы и нефтегазогеологическое районирование нижне-среднеюрских отложений Томской области. // Геология нефти и газа. М.: Недра. № 11, 1997. С. 4-14.

5. Хафизов С.Ф., Шитанский В.В. Моделирование и прогноз формирования коллекторов (на примере юрских и меловых отложений Западно-Сибирской плиты)., М:: Недра, 2002: 190 с.

6. Нестеров И.И., Ушатинский И.Н. и др. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири. М.: Недра, 1987. 120 с.

7. Славина B.C., Шик Н.С., Никулыпин И.А. Прогноз коллекторов в баженовской свите «классического типа» по данным интегрированной интерпретации материалов сейсморазведки и бурения. // Геология нефти и газа.- М.: Недра. № 3, 2003. С. 31-36.

8. Агаланов С.Е, Бакуев О.В. Новые объекты поисков углеводородов в надсеноманских отложениях Западной Сибири. // Геология нефти и газа.- М.: Недра. № 11,1992. С. 26-28.

9. Денк С.О. Нетипичные продуктивные объекты в терригенных отложениях Пермской области. // Нефтяное хозяйство. М.: Недра. № 3, 1999. С. 26-29.

10. Янтурин А.Ш., Некрасов В.М., Вятчинин М.Г. и др. Выбор параметров освоения скважин на месторождениях Западной Сибири. // Нефтяное хозяйство. -М.: Недра. № 3, 1999. С. 28-30.

11. Каримов М.З., Юсифов A.A. О влиянии несовершенства вскрытия пласта на продуктивность и взаимодействие скважин.

12. Азаматов В.И., Свихнушин М.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. М.: Недра, 1976. С. 164-168.

13. Пономарев П.П., Каулин В.А. Отбор керна при колонковом геологоразведочном бурении. М.: Недра, 1989. 190 с.

14. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. / Перевод с англ. М.: Гостоптехиздат, 1962, 572 с.

15. Березин В.М., Шутихин Б.А., Ярыгина B.C., Дубровина H.A. Методические рекомендации по изучению остаточной нефтенасыщенности кернов при вытеснении нефти водой. // Тр. БашНИПИНП. Уфа, 1985. 196 с.

16. Шутихин В.И., Березин В.М. Способ оценки проникновения в керн фильтрата известково-битумого раствора. // Сер. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ. № 6, 1980. С. 27-28.

17. Паникаровский В.В. Влияние проникновения фильтрата раствора на нефтяной основе на остаточную водонасыщенность. // Геология нефти и газа.- М.: Недра. № 5, 1984. С. 49-50.

18. Паникаровский В.В. Обоснование степени проникновения фильтрата бурового раствора на углеводородной основе в керн. // Сер. Бурение.- М.: ВНИИОЭНГ. Вып. 5, 1985. С. 16-20.

19. Паникаровский В.В. Экспериментальное исследование влияния эффекта разгазирования на остаточную водонасыщенность. // Тр. ЗапСибНИГНИ. Сб. Петрофизическое обеспечение подсчета запасов нефти и газа. Тюмень, 1989. С. 73-75.

20. Паникаровский В.В., Паникаровский Е.В. Петрофизические методы исследования нефтегазонасыщенности пород-коллекторов. Тюмень. Изд-во. Вектор Бук, 2001. 112 с.

21. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра. 1975. 343 с.

22. Зосимов Ф.Н., и др. Связь между характером проникновения фильтрата бурового раствора и степенью нефтенасыщенности пласта. // Тр. ЗапСибНИГНИ.- Тюмень. Вып. 98,1975. 176 с.

23. Кобранова В.Н. Физические свойства горных пород. М.: Гостоптехиздат. 1962. 490 с.

24. Паникаровский В.В., Зарипов С.З. и др. Исследование влияния фильтратов буровых растворов на проницаемость керна. // Тр. СибНИИНП. -Тюмень. Сб. Проблемы научно-технического прогресса в строительстве скважин, 1992. С. 52-56.

25. Турицин К.С., Мандельбаум М.М. Петрофизические закономерности в формировании пористости песчаных коллекторов на Ковыткинском месторождении. // Геофизика. Спецвыпуск к 50-летию "Иркутскгеофизики". М.: Недра, 1999. С. 56-58.

26. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П., Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа.- М.: Недра, 1998. 479 с.

27. Кривоносов И.В., Горохов Н.С. Закрепление трещины гидроразрыва песком с сохранением их высотой проницаемости. // НТС. Нефтяное дело.- М.: Недра. № 9, 1962. С. 26-27.

28. Пат. № 2224105 РФ, МПК. CI 7Е 21 В 49/02, G 01 N 15/08. Способ определения восстановления проницаемости горных пород. / Паникаровский В.В., Шуплецов В.А., Романов В.К. и др.Заявлено 30.08.2002. Опубликовано 20.02.2004. Бюл. № 5. 6 с.

29. Паникаровский В.В., Паникаровский Е.В. Определение коэффициента восстановления проницаемости горных пород. // НТС. № 4. Геология, бурение,разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ООО ИРЦ "Газпром", 2004. С. 23-28.

30. Котяхов Ф.И., Мельникова Ю.С. и другие Об оценке коллекторских свойств нефтяных пластов по керну. // Тр. ВНИИ. М.: Недра. Вып. 48, 1967. С. 67-85.

31. Таужнянский Г.В. Определение объёмной влажности коллекторов с использованием данных по скважинам, пробуренных на безводных углеводородных растворах. // Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень. Вып. 162, 1981. С. 116-122.

32. Сургучёв Д.Л., Желтов Ю.В., Симаин Э.М. Физико-химические микропроцессоры в нефтегазоносных пластах. М.: Недра, 1984. 214 с.

33. Торрей П.Л. Открытие связанной воды в нефтяных коллекторах. / Перевод с англ. № 687647. // Бюро переводов института научной и технической информации. М.: Недра, 1967. 52 с.

34. Энгельгарт В.Ф. Погребённая вода в нефтеносных пластах и песчаниках. / ТУ Международный конгресс Геология нефтяных и газовых месторождений. -М.: Гостоптехиздат. Т. I, 1956. С. 176-185.

35. Паникаровский В.В., Федорцов В.В., Мотылёва Т.А., Шаляпин М.М. Исследование влияния фильтрации глинистых растворов на проницаемость и остаточную водонасыщенность. // Геология нефти и газа. М.: Недра. № 7, 1985. С. 45-47.

36. Пат. № 2196877 РФ, МПК. 7 Е 21 В 33/138. Состав для изоляции пластовых вод нефтяных и газовых скважин. / Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Паникаровский В.В. и др. Заявлено 02.11.2000. Опубликовано 20.01.03. Бюл. № 2. 8 с.

37. Ушатинский И.И., Зарипов О.Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. // Свердловск. Ср. Уральское изд-во, 1978. 208 с.

38. Корчемкин В.Н., Сонич В.П., Лазарев И.С. Оценка возможности изучения нефтегазонасыщенностиг обводнёных участков месторождений.

39. Тр. СибНИИНП. Сб. Вопросы подсчёта запаса и нефтеотдача месторождений Западной Сибири. Тюмень, 1983. С. 79-92.

40. Морозович Я.Р., Куликова Н.И., Скибицкая H.A., Пих H.A. Исследование достоверности определений остаточной водонасыщенности прямым методом. / В книге: Коллекторы нефти и газа флюидоупоры. //Новосибирск, 1983. С. 94-95.

41. Топорков В.Г., Петерсилье В.И. / В книге: Использование материалов геофизических исследований скважин при комплексной интерпритациии и подсчете запасов нефти и газа. М.: Недра, 1986. С. 97-100.

42. Петерсилье В.И., Белов Ю.А., Веселов И.Ф. А. С. № 976420 СССР. Способ установления факта проникновения водного раствора в нефтегазоносный пласт. Заявлено 29.04.81 №18 3285313. Опубликовано в Б.И. № 4, 1983. 5 с.

43. Орлов Л.И., Ручкин A.B., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1976. 89 с.

44. Глумов И.Ф. Исследование проникновения фильтрата глинистого раствора в монолитный песчаник в процессе выбуривания керна. // Тр. ТатНИИ. -Бугульма. Вып. 2,1960. С. 285-299.

45. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. М.: Недра, 1970. 205 с.

46. Злочевская Ф.И. Связанная вода в глинистых грунтах. М.: издательство Московского университета, 1969. 175 с.

47. Итенберг С.С. Методика изучения нефтегазоносных толщ по комплексу промыслово-геофизических и геологических исследований. М.: Недра, 1967. 279 с.

48. Пат. РФ № 2184363 РФ, МПК. 7G 01N 15/08. Способ определения остаточной нефтенасыщенности слабосцементированных горных пород. / Паникаровский В.В., Шуплецов В.А., Паникаровский Е.В. Заявлено 12.07.2000. Опубликовано 27.08.2002. Бюл. № 18. 3 с.

49. Комаров С.Г., Миколаевский Ю.Э., Сохранов H.H. Оценка нефтенасыщенности пластов по данным каротажа. // Прикладная геофизика М.: Недра. Вып. 54, 1969. С. 172-184.

50. Иванов В.А., Храмова В.Г., Диярова Д.О. Структура порового пространства коллекторов нефти и газа. // Тр. КазахНИГРИ. М.: Недра. Вып. 9, 1974. 97 с.

51. Корчемкин В.Н. Определение водонасыщенности пород месторождений Западной Сибири методом центрифугирования. // Тр. ТИИ. Тюмень. Вып. 64, 1977. С. 100-108.

52. Корчемкин В.Н. Водонефтенасыщенность продуктивных пластов Среднего Приобья и основные закономерности её изменения // Тр. СибНИИНП. Сб. Вопросы подсчёта запаса и нефтеотдача месторождений Западной Сибири. -Тюмень, 1983. С. 65-79.

53. Губадуллин Н.З., Вахрушев Л.П. и др. Исследование влияния концентрационной поляризации и поверхностных тонких пленок на фазовую проницаемость кернов. // Тр. БашНИПИнефть. Уфа, 2003. С. 227-228.

54. Ханин A.A. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. М.: Недра., 1976. 295 с.

55. Паникаровский Е.В. Определение нефтегазонасыщенности пород-коллекторов. / Обзор, инф. Сер.: «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2007. 100 с.

56. Паникаровский E.B. и др. Заявлено 20.12.2004. Опубликовано 20.12.2004. Бюл. № 35. 5 с.

57. Клещенко И.И., Григорьев A.B., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра. 1998, 267 с.

58. Поляков В.Н., Лукманов P.P. и др. Повышение эффективности разобщения и изоляции продуктивных пластов при разбуривании. // Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ. № 9, 1979. С. 8-12.

59. Ханин A.A. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. М.: Гостоптехиздат, 1963. 207 с.

60. Колоскова М.И., Сараева Г.Д., Ханин A.A. Определение водонасыщенности пластов по усреднёным кривым капиллярного давления. // Геология нефти и газа. М.: Недра, 1972. № 11. С. 46-50.

61. Тульбович Б.И. Коллекторские свойства и химия поверхности продуктивных пород. Пермь, 1975. 194 с.

62. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1979.199 с.

63. Слобоц Ф., Чемберс А., Прен У. Применение центрифуги для определения содержания связанной воды, остаточной нефти и кривых каппилярного давления в небольших кернах. // Реф. сборник. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ГОСИНТИ. Вып. 105, 1954. С. 19-24.

64. Багаутдинов А.К., Гавура А.В., Панков В.Н. Анализ эффективности гидроразрывов пластов на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК. // Нефтяное хозяйство. М.: Недра. № б, 1996. С. 52-55.

65. Кокорин А.А., Заболотнов А.Р. Особенности разработки юрских залежей нефти Нижневартовского района с применением гидроразрыва пласта. // Нефтяное хозяйство. М.: Недра. № 10, 1997. С. 54-57.

66. Малышев А. Г., Малышев Г.А., Журба В.Н. и др. Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз". // Нефтяное хозяйство. М.: Недра. № 9, 1997. С. 46-51.

67. Паникаровский В.В., Клещенко И.И. Определение физических свойств расклинивающих материалов для гидравлического разрыва пласта. // Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ООО ИРЦ "Газпром". Обз. инф, 2002. 23 с.

68. Пат. № 2189577 РФ, МПК. С2 7в 01 № 15/08 Е 21 В 43/26. Способ определения проницаемости расклинивающего материала. / Паникаровский В.В., Шуплецов В.А., Клещенко И.И. и др. Заявлено 11.10.2000: Опубликовано 20.09.02. Бюл. № 26. 3 с.

69. Шпуров И.В., Разуменко В.Е., Горев В.Г. и др. Анализ эффективности разработки залежей нефти Самотлорского месторождения с применением гидроразрыва пласта. // Нефтяное хозяйство. М.: Недра. № 10, 1997. С. 50-53.

70. Карнаухов M.JL, Крамар Г.О., Гапонова JI.M. Особенности выполнения гидроразрывов пластов на месторождениях Ноябрьского региона. // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.№ 6, 1999. С. 41-43.90. Патент США № 3147806.91. Патент США № 4200540.

71. J. Petrol. Techno 1979. 31. № 4, p. 525-531.93. Патент США № 3918524.

72. Южанинов П.М., Азаматов В.И. Гидравлический разрыв пласта как основной метод интенсификации работы скважин с низкопроницаемыми терригенными коллекторами. // Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. Вып. № 5, 1989. С. 85-89.95. Патент США № 4044833.

73. Патент Великобритании № 1463866.

74. Юрченко A.A., Горлова З.А. Об использовании отечественных кварцевых песков для инренсификации добычи из низкопроницаемых методом гидравлического разрыва пласта. // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. № 1, 1998. С. 5-8.

75. ТУ 39-1554-91. Песок кварцевый фракционированный для крепления трещин гидроразрыва пласта, гидропескоструйной перфорации и гравийных фильтров. 11с.

76. ТУ 39-0147001-160-97. Песок кварцевый фракционированный месторождения остров Золотой для крепления трещин гидроразрыва пласта, гидропескоструйной перфорации, скважинных гравийных фильтров и для фильтров очистки воды. 19 с.

77. Практические рекомендации для изучения высокопрочных проппантов, используемых в ГРП. American Petroleum Institute Production Department 211 North Ervay, Suite 1700 Dallas. Texas 75201, p. 24.

78. РД. Американского нефтяного института 61 (RP 61) Американский нефтяной институт 1220L Street, Nortfwest, Washinqton, DC 20005.

79. Калинко M.K. Методика исследования коллекторских свойств кернов. -М.: Гостоптехиздат, 1963. 206 с.

80. Смит Д. Процессы гидравлического разрыва пласта с закачкой больших количеств песка. // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. М.: Недра. № 4, 1990. С. 29-35.

81. Рябоконь С.А. Нечаев A.C., Чагай Е.В. Жидкости-песконосители для гидроразрыва пласта. // Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1987. 52 с.

82. Блинов С.А., Сафин С.Г. и др. Оценка влияния кислотного воздействия на элементный состав поверхности нефтяных коллекторов. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. № 9, 1998. С. 32-34.

83. Калинин В.Ф. Интенсификация притоков нефти и газа при освоении скважин, вскрывших терригенные коллектора. // Нефтяное хозяйство. М.: Недра. № 1, 2005. С. 61-63.

84. Вайншток С.М., Тарасюк В.М. «Анализ экономической эффективности физических, химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. № 8, 1999. С. 33-37.

85. Галеев Р.Г., Тахоутдинов Ш.Ф. Хасимов P.C. и др. Результаты и перспективы применения новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана // Нефтяное хозяйство. М.: Недра. № 7, 1998. С. 14-17.

86. Есипенко А.И., Калашнёв H.A. и др. Промысловые испытания комплексной технологии кислотных воздействий на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз». // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. № 5, 1996. С. 12-15.

87. Жеребцов Ю.Е., Жеребцов Е.П. Новый подход к увеличению продуктивности и снижения обводненности скважин в карбонатных коллекторах. // Нефтяное хозяйство. М.: Недра. № 7, 1998. С. 26-27.

88. Паникаровский В.В. Методы оценки кислотного воздействия на призабойную зону скважин. // Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Обз. инф. М.: ООО ИРЦ "Газпром", 2001. 29 с.

89. Горбунов А.П., Петраков A.M., Каюмов А.Х. и др. Применение химических реагентов АО «Химеко ГАНГ» для повышения для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. // Нефтяное хозяйство. М.: Недра. № 12, 1997. С. 65-69.

90. Мухамедзянов Р.Н., Софин С.Г., Калашнев В.В.и др. Исследование по подбору рецептур кислотных растворов для пород продуктивных горизонтов и продуктов заливающих призабойную зону пласта. // Нефтяное хозяйство. М.: Недра. № 11-12,1993. С. 21-24.

91. Новиков Д.А. Перспективы нефтегазоносности доюрского комплекса пород Талинской площади. // Геология нефти и газа. М.: Недра. № 2, 2000. С. 6-9.

92. Ягафаров А.К., Курамшин Г.М., Демичев С.С. Интенсификация притоков нефти из скважин на месторождениях Западной Сибири. Тюмень Изд-во. "Слово", 2000. 224 с.

93. Пат. № 2269648 РФ, МПК. Е 21 В 43/27. Способ кислотной обработка призабойной зоны пласта.Паникаровский В.В., Щуплецов В.А., Клещенко И.И., Паникаровский Е.В. и др. Заявлено 29.06.2004. Опубликовано 10.02.06. Бюл. № 4. 4 с.

94. Клещенко И.И., Сохошко С.К., Шестакова H.A., Паникаровский Е.В. Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями. М.: ФИПС. Заявка № 2006102411 (002604). Приоритет 26.01.2006.

95. Паникаровский В.В., Паникаровский Е.В. Определение нефтегазонасыщенности пород-коллектров. // Обзор, инф. Сер.: «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2007. - 97 с.

96. Ушатинский И.И., Зарипов О.Г. Постседиментационные изменения минералогии и фильтрационных свойств коллекторов нефти и газа Западной Сибири. //Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень. Вып. 35, 1970. С. 176-191.

97. Паникаровский Е.В. Восстановление фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов в сложнопостроенных залежах. // НТС № 1. Геология, бурение , разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2007. С. 56-59.

98. Паникаровский Е.В. Физико-химическое воздействие на полимерсодержащие компоненты технологических жидкостей. Спец. сб. № 3. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ООО ИРЦ «Газпром». 2007. С. 25-28.

99. Пат. № 2220281 РФ, МПК. С1 7Е 21 В 43/27. Способ подготовки призабойной зоны скважины перед кислотной обработкой. / Паникаровский В.В. Шуплецов В.А., Клещенко И.И. и др. Заявлено 08.05.2002. Опубликовано 27.12.2003. Бюл. № 36. 4 с.

100. Пат. № 2256073 РФ, МПК. Е21 В 43/27. Состав для обработки призабойной зоны пласта. / Паникаровский В.В. Шуплецов В.А., Романов В.К., Паникаровский Е.В. и др. Заявлено 24.02.2004. Опубликовано 10.07.2005. Бюл. № 19. 3 с.

101. Пат. № РФ 2305765 РФ, МПК. Е 21 В 43/32. Способ крепления призабойной зоны пласта. / Паникаровский В.В., Паникаровский Е.В., Шуплецов В.А., Поляков Е.А. Заявлено 01. 11. 2004. Опубликовано 20.05.2006. Бюл. № 14. 4 с.

102. Паникаровский В.В., Клещенко И.И., Паникаровский Е.В. Вскрытие и освоение сложнопостроенных залежей. // Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ООО ИРЦ "Газпром". Обз. инф. 2004. 48 с.

103. Пат. РФ № 2276724 РФ, МПК. Е 21 В 43/27. Состав для обработки призабойной зоны пласта. / Паникаровский В.В., Шуплецов В.А., Клещенко И.И., Паникаровский Е.В. и др. Заявлено 01. 11. 2004. Опубликовано 20.05.2006. Бюл. № 14. 4 с.

104. Бабушкина А.Н. Выделение коллекторов и определение подсчетных параметров в ачимовской толще Уренгойско-Пуровской зоны Запрадной Сибири. Дис. канд. геол.-минер: наук. Тверь, 1995. 130 с.

105. Драцов В.Г., Бабушкина А.Н. Обоснование интерпретационной модели данных ГИС ачимовских отложений Уренгойско-Пуровской зоны с целью геологического моделирования залежей углеводородов. // АНС «Каротажник», № 75, 2000. С. 99-103.

106. Пономарев В. А. Методика изучения и создания моделей геологического строения ачимовской толщи для проектирования разработки залежей. Дис. канд. техн. наук. М.: 1998. 143 с.

107. Денк С.О. К вопросу о строении и рациональной разработке сложных продуктивных объектов. // Геология нефти и газа. М.: Недра. № 4, 2001. С. 59-64.

108. Лютомский С.М., Мормышев В.В., Боркун Ф.Я. и др. Трехмерное моделирование разработки ачимовских отложений. // Газовая промышленность -М.: Недра. № 9, 2000. С. 58-60.

109. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977. 287 с.

110. Марморштейн Л.М. Петрофизические свойства осадочных пород при высоких давлениях и температурах. М.: Недра, 1985. 190 с.

111. Павлова Н.Н. Деформационные и коллекторские свойства горных пород. М.: Недра. 1975. 240 с.

112. Паникаровский В.В., Паникаровский Е.В. Определение упругих свойств осадочных пород. // НТС. № 1. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ООО ИРЦ "Газпром", 2004. С. 25-30.

113. Пат. № РФ 2253855. Способ определения упругих свойств осадочных пород. / Паникаровский В.В., Шуплецов В.А., Клещенко И.И., Паникаровский Е.В. Заявлено 10. 09. 2003. Опубликовано 10.06.05. Бюл. №16.3 с.

114. Булатов А.И., Качмар Ю.Д., и др. Освоение скважин. М.: Недра, 1999.472 с.

115. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Геолого-физические методы прогнозирования аномальных пластовых давлений. М.: Недра, 1989. 287 с.

116. Овчинников В.П., Зозуля Г.П., Клещенко И.И., Паникаровский Е.В., Ягафаров А.К., Шлеин Г.А. Оценка качества вскрытия продуктивных пластов / Методические указания Тюмень: ТюмГНГУ. 2007. - 31с.

117. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Методы прогнозирования аномальных высоких пластовых давлений. М.: Недра, 1978. 232 с.

118. Булатов А.И. и др. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984. 292 с.

119. Пат. РФ 2313556. Буровой раствор. / Паникаровский В.В., Романов В.К., Паникаровский Е.В., Клещенко И.И. и др. Заявлено 13. 08. 2006. Опубликовано 27.12.2007. Бюл. № 36. 4 с.

120. Пат. РФ 2253855 G 01 N 3/32. Способ определения упругих свойств осадочных пород. / Паникаровский В.В., Шуплецов В.А., Клещенко И.И., Паникаровский Е.В. Заявлено 10.09.2003. Опубликовано 10.09.05. Бюл. № 16. 4 с.

121. Корчемкин В.Н., Ильин В.М., Каптелинин Н.Д., Сонич В.П. Методика и результаты исследования нефтенасыщенности коллекторов на примере Западной Сибири. // Научно-технический обзор, сер. Нефтегазовая геология и геофизика. М.: ВННИИОЭНГ, 1978. 54 с.

122. Пат. РФ 2316646. Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с высокими аномально пластовыми давлениями. / Клещенко И.И., Сохошко С.К., Паникаровский Е.В., Шестакова H.A. Заявлено 01.26.06. Опубликовано 10.09.2007. Бюл № 24. 4 с.

123. Паникаровский Е.В., Клещенко И.И., Коротченко А.Н., Демичев С.С.Экспериментальные исследования влияния фильтратов технологических жидкостей на ФЕС коллекторов // Сб. научн. тр. ИНиГ ТюмГНГУ. Тюмень ТюмГНГУ, 2008. С. 121-127.

124. Паникаровский Е.В., Паникаровский В.В., Клещенко И.И. Перспектива использования физико-химических методов увеличения продуктивности скважин. // М.: ОАО. ВНИИОЭНГ. Нефтепромысловое дело. № 3. 2006. С. 20-26.

125. Пат. РФ 2242606. Состав для ремонтно- водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. / Клещенко И.И., Сохошко С.К., Юшкова Н.Е., Паникаровский Е.В. и др. Заявлено 28.08.2003. Опубликовано 20.12.2004. Бюл. № 35. 4 с.

126. Паникаровский Е.В. Использование спиртно-кислотного раствора для разрушения полимерной составляющей технологических жидкостей. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. / М.: ОАО ВНИИОЭНГ. № 3. 2009. - С. 28-31.