Геотехнологические основы освоения трудноизвлекаемых запасов мелких сложнопостроенных месторождений нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Геотехнологические основы освоения трудноизвлекаемых запасов мелких сложнопостроенных месторождений нефти

Специальности: 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин»

Хузин Ринат Раисович

Уфа - 2009

1. Общая характеристика работы

Актуальность темы исследований

В Республике Татарстан (РТ) разработкой мелких месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТрИЗ) занимаются в основном малые независимые нефтяные компании (МНК), на долю которых приходится более 20 % всех углеводородов, добываемых в республике.

Большинство разрабатываемых месторождений с ТрИЗ расположено в пределах Южно-Татарского свода (ЮТС) и Мелекесской впадины (МВ). До недавнего времени месторождения находились на балансе нефтегазодобывающих управлений ОАО «Татнефть» и не разрабатывались из-за их нерентабельности. Но, начиная с 1997 года, в связи с созданием МНК, началось их активное освоение, чему способствовал созданный в РТ благоприятный налоговый климат.

В настоящее время, из-за отсутствия соответствующей экономической конъюнктуры, освоение залежей с ТрИЗ становится не всегда выполнимой задачей. В этих условиях основным направлением в повышении эффективности освоения и выработки ТрИЗ нефти из мелких месторождений является организация системного и комплексного подхода ко всему циклу освоения месторождений, начиная с этапа бурения скважин и завершая вторичными и третичными методами увеличения нефтеотдачи пластов (МУН).

Заканчивание скважин является ключевым в освоении и разработке нефтяных месторождений. На этом этапе закладываются основы, во многом определяющие количественные и качественные показатели работ на всех этапах разработки месторождений. Это, в первую очередь, сохранение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных горизонтов и качественное разобщение пластов, что в итоге определяет продуктивность скважины и долговременность срока её эксплуатации.

Важнейшим резервом увеличения нефтеотдачи с пластов месторождений с ТрИЗ является повышение успешности проводимых мероприятий по МУН, с учетом всех особенностей механизма воздействия на продуктивные пласты и тщательного изучения условий их применимости. И, наконец, необходимым условием обеспечения рентабельности работ по месторождениям с ТрИЗ является постоянный поиск, разработка и внедрение малозатратных ресурсо- и энергосберегающих технологий в системах поддержания пластового давления и добычи нефти.

Цель работы. Обеспечение эффективного освоения ТрИЗ мелких сложнопостроенных месторождений путем комплексного использования инновационных энергосберегающих технологий вскрытия продуктивных пластов, интенсификации притока, вторичных и третичных МУН.

Основные задачи исследований

анализ геолого-физических характеристик сложнопостроенных залежей нефти месторождений Мелекесской впадины и Западного склона Южно-Татарского свода;

разработка технологий первичного вскрытия продуктивных пластов сложнопостроенных залежей с ТрИЗ;

кластеризация и типизация продуктивных объектов, приуроченных к карбонатным коллекторам;

изучение петрофизических и ФЕС пород-коллекторов типичных объектов;

сравнительный геолого-промысловый анализ разработки типичных объектов;

создание и испытание инновационных энергосберегающих вторичных и третичных МУН, технологий интенсификации добычи нефти и поддержания пластового давления (ППД).

Методы исследований

Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения научно-исследовательских, опытно-промышленных работ с применением современных физических, физико-химических методов исследований.

Работы по классификации мелких месторождений МВ и ЮТС выполнялись на основе метода математической статистики (кластерного анализа) и теории искусственного интеллекта (искусственные нейронные сети).

Научная новизна

1. На примере месторождений МВ и ЮТС разработана методология комплексного освоения ТрИЗ мелких сложнопостроенных залежей нефти.

2. Научно обоснованы и экспериментально подтверждены новые технологии первичного вскрытия продуктивных пластов мелких сложнопостроенных залежей с ТрИЗ.

3. Проведена кластеризация и типизация продуктивных объектов МВ и ЮТС, приуроченных к карбонатным коллекторам, независимыми методами кластерного анализа и искусственных нейронных сетей (ИНС).

4. Уточнено и дополнено представление об особенностях распределения петрофизических и ФЕС пород-коллекторов выделенных типичных объектов.

5. Установлены геотехнологические особенности выработки запасов и проведен сравнительный геолого-промысловый анализ разработки типичных объектов с использованием безразмерных параметров эффективности процессов.

6. Теоретически обоснован, экспериментально подтвержден и успешно испытан в промысловых условиях комплекс технических и технологических решений в области энергосберегающих, гидродинамических и физико-химических МУН, интенсификации добычи и систем заводнения при освоении ТрИЗ мелких сложнопостроенных залежей нефти с карбонатными коллекторами.

Основные защищаемые положения

1. Методология комплексного освоения ТрИЗ мелких сложно-построенных залежей нефти.

2. Новые технологии первичного вскрытия продуктивных пластов мелких сложнопостроенных залежей нефти с ТрИЗ.

3. Результаты кластеризации и типизации продуктивных объектов МВ и ЮТС, приуроченных к карбонатным коллекторам, независимыми методами кластерного анализа и искусственных нейронных сетей.

4. Геотехнологические особенности разработки и выработки запасов типичных объектов выделенных кластеров с учетом выявленных закономерностей распределения петрофизических и фильтрационных свойств пород-коллекторов.

5. Комплекс технических и технологических решений в области энергосберегающих методов освоения скважин, интенсификации добычи нефти, повышения нефтеотдачи пластов и ППД.

6. Новые композиционные составы для вскрытия продуктивных пластов и увеличения продуктивности добывающих скважин.

Практическая ценность и внедрение результатов работ

Результаты практических, экспериментальных и опытно-промышленных исследований, разработанные методологические подходы, новые разработки и технологии прошли апробацию в промышленном масштабе на сложнопостроенных месторождениях Дачное, Мальцевское, Некрасовское, Максимкинское, Николаевское, Фомкинское, Ермаковское Республики Татарстан и на Кереметьевском участке недр Самарской области.

Разработан комплекс технологий и технических средств по сохранению ФЕС прискважинной зоны продуктивных отложений на заключительном этапе строительства скважин на месторождениях с ТрИЗ.

Разработаны и внедрены:

· способ получения ксантанового загустителя «Сараксан-Т» и на его основе малокомпонентный биополимерный раствор для первичного вскрытия пластов;

· рецептура бурового раствора с пониженной плотностью для вскрытия продуктивных горизонтов с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД);

· рецептуры тампонажного состава для формирования защитного экрана в интервале продуктивных пород;

· техника и технология защиты продуктивных пластов от цементного воздействия при креплении эксплуатационных колонн;

· ударно-волновой метод формирования защитного экрана в прискважинной зоне продуктивной толщи пласта с целью временного отключения нефтесодержащих пропластков и долговременной изоляции водонасыщенных интервалов продуктивной толщи;

· рецептура кислотной композиции для карбонатных месторождений с ТрИЗ.

Разработаны руководящие документы:

· по технологии формирования изоляционных экранов в прискважинной зоне продуктивных и водоносных пластов гидродинамическим методом;

· по способу защиты продуктивных и изоляции осложненных пластов кассетными перекрывателями;

· по технологии приготовления бурового раствора на основе биополимеров «Сараксан-Т» при вскрытии продуктивных пластов.

Апробация результатов исследования

Основные положения и результаты диссертационной работы апробированы на Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» (Москва, 2004), II Международ-ной научно-практической конференции, посвященной 90-летию Самарского государственного технического университета (Самара, 2004), Всероссийской научно-практической конференции, посвященной разработке, производству и применению химреагентов для нефтяной и газовой промышленности (Москва, 2002), VIII Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (Уфа, 2009), Межрегиональной научно-практической конференции, посвященной внедрению современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами (Ижевск, 2003), Республиканской научно-практической конференции «Совершенствование методов проектирования разработки нефтегазовых месторождений на современном уровне» (Альметьевск, 2004), Республиканской научно-практической конференции «О перспективах разработки карбонат-ных коллекторов и новые технологии увеличения коэффициента извлечения нефти» (Лениногорск, 2007), научно-методических советах «ТатНИПИ-нефть», Республиканской комиссии по разработке нефтяных месторождений, координационных совещаниях малых нефтяных компаний, на выездных конференциях НТО ООО «Татнефть-Бурение».

Личный вклад. В работах, написанных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит постановка задач, научное руководство и непосредственное участие во всех видах исследований, в проведении промысловых работ и обобщении их результатов, в получении научных выводов и рекомендаций.

Автор выражает глубокую благодарность профессору Андрееву В.Е., под влиянием которого сформировались направления научных исследований, профессору Муслимову Р.Х., д-ру техн. наук Ибрагимову Н.Г., д-ру г.-м наук. Хисамову Р.С., д-ру техн. наук Ибатуллину Р.Р., д-ру техн. наук Юсупову И.Г., канд. техн. наук Рылову Н.И., плодотворная работа с которыми способствовала становлению и развитию идей, положенных в основу работы, коллективу научных сотрудников Центра химической механики нефти АН РБ и института «ТатНИПИнефть», а также специалистам ОАО «Татнефть» и МНК.

Публикации Основные положения диссертационной работы освещены в 38 печатных работах, включая 1 монографию, 20 статей, в том числе 9 из них опубликованы в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ; в 14 патентах и 3 руководящих документах.

2. Содержание работы

Во введении обоснована актуальность работы, цель и основные задачи исследований, научная новизна, практическая значимость и апробация работы.

Вопросам геологии и нефтеносности в РТ посвящены работы Н.Г. Абдуллина, И.А. Андропова, Э.З. Бадамшина, Г.С. Веселова, В.А. Лобова, И.А. Ларочкиной, Р.Х. Муслимова, В.И. Троепольского, Н.Ш. Хайрединова, Р.С. Хисамова и др.

Исследованию проблем бурения и заканчивания скважин посвящены работы ведущих ученых отрасли Р.Г. Абдрахманова, А.И. Булатова, Р.Г. Габдуллина, С.Е. Ильясова, И.С. Катеева, Ю.С. Кузнецова, А.К. Куксова, М.Р. Мавлютова, В.П. Овчинникова, В.Н. Полякова, Р.Ш. Рахимкулова, Н.И. Рылова, В.Г. Татаурова И.Г. Юсупова и др.

Проблемам разработки месторождений с ТрИЗ, в том числе с применением прогрессивных технологий и методов увеличения нефтеотдачи пластов, посвящены многочисленные труды зарубежных и отечественных исследователей: В.Е. Андреева, А.А. Боксермана, Р. Дентона, С.А. Жданова, Р.Р. Ибатуллина, Н.Г. Ибрагимова, Ю.А. Котенева, М. Маскета, А.Х. Мирзаджанзаде, Р.Х. Муслимова, М.Л. Сургучева, Н.Ш. Хайрединова, Р.С. Хисамова, Н.И. Хисамутдинова, В.Н. Щелкачева и др.

В главе 1 рассмотрены особенности геологического строения и нефтеносность основного объекта исследований - нижне- и среднекаменноугольных отложений ЮТС и МВ. Приведено структурно-тектоническое районирование, охарактеризованы основные нефтеносные комплексы в каменноугольных отложениях, коллекторские свойства и параметры нефтей.

В настоящей работе основное внимание уделено нижне- и среднекаменноугольным нефтеносным комплексам, получившим наибольшее развитие в пределах западного склона ЮТС и восточного борта МВ.

Карбонатный турнейский комплекс. На месторождения нефти комплекса приходится 15 % извлекаемых запасов и 12 % годовой добычи нефти. Промышленно-нефтеносными являются залежи верхнетурнейского подъяруса нижнего карбона (кизеловско-черепетские отложения), составляющие 25 % от числа выявленных в РТ залежей. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1 до 25 м. Тип залежей преимущественно массивный.

Терригенный визейский комплекс. В терригенных отложениях визейского яруса выявлено около 35 % от общего количества залежей нефти. Наиболее широко распространены залежи, приуроченные к песчаным пластам-коллекторам средней и верхней пачек (бобриковский и тульский горизонты). Суммарная эффективная мощность от 0,4 до 18 м. Тульские залежи нефти представлены меньшей по мощности пачкой - от 0,5 до 16 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная мощность в среднем составляет 2,5 м и колеблется от 0,5 м до 6,15 м.

Карбонатный окско-башкирский комплекс (алексинские, намюр-серпуховские и башкирские отложения). Мощность пластов коллекторов колеблется в пределах от 0,7 до 4,8 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,7 до 3,4 м. В серпуховском ярусе нефтепроявления имеют локальное развитие, а основными в данном комплексе являются продуктивные пласты башкирского яруса. Преимущественный тип залежей - массивные и пластово-сводовые с общей мощностью нефтенасыщенных пластов от 0,8 до 30,3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 6,39 м и колеблется в пределах от 0,25 до 18 м.

Терригенно-карбонатный верейский комплекс. Максимальное развитие нефтеносности в верейских отложениях объясняется благоприятным сочетанием в разрезе карбонатных пористых коллекторов с изолирующими их сверху плотными глинистыми породами регионально выдержанной покрышки. Тип залежей преимущественно пластово-сводовый. В целом, площади залежей в верейских отложениях на многих объектах распространены примерно в тех же границах, что и в башкирском ярусе. Эффективная нефтенасыщенная толщина коллекторов верейского комплекса составляет в среднем около 3,0 м и колеблется в пределах от 0,8 м до 25 м.

Карбонатный каширско-гжельский комплекс. Размещение залежей в каширско-гжельском локально нефтеносном комплексе территориально совпадает с зонами распространения башкирских и верейских залежей нефти. В большинстве случаев это единичные залежи небольшой эффективной мощности (около 1,8 м). Чаще всего нефтеносны 1-2 пористо-проницаемых пласта, но в отдельных случаях нефтью может быть насыщен почти весь разрез каширского горизонта.

Типы коллекторов и параметры нефтей. Породы-коллекторы верхнетурнейских отложений относятся в основном к поровому типу. Слоистое строение верхнетурнейской толщи обусловлено сочетанием в разрезе пород разных структурно-генетических типов, обладающих различными коллекторскими свойствами (известняки комковатые, сгустково-детритовые). Лучшие коллекторские свойства имеют комковатые известняки, пористость их составляет 8,0…21,8 %, проницаемость 0,004…0,021 мкм². Сгустко-детритовые известняки характеризуются несколько худшими свойствами - пористость в среднем 11 % , проницаемость 0,001…0,012 мкм². Число эффективных слоев в продуктивной части разрезов скважин колеблется от 1 до 18 и составляет в среднем 3…6.

ФЕС пород-коллекторов терригенной толщи визейского яруса характеризуются наилучшими параметрами среди рассматриваемых комплексов. Пористость радаевско-бобриковских песчано-алевролитовых отложений изменяется в диапазоне от 10 до 30 %, проницаемость может достигать 3…4 мкм². Эффективная нефтенасыщенная толщина тульско-бобриковских пород составляет 2,64…4,15 м.

Верей-башкирские отложения характеризуются трещинно-поровым типом коллектора. Пористость изменяется в широких пределах от 0,5 до 21 %, проницаемость от 0,002 до 0,150 мкм².

Породы-коллекторы башкирского яруса имеют пористость от 10 до 22 %, проницаемость от 0,010 до 0,300…0,400 мкм². По различным месторождениям доля коллекторов колеблется от 58 до 80 %, составляя в среднем 70 %. Залежи нефти в основном массивного типа.

Карбонатные пласты верейского горизонта по своему литологическому составу близки к башкирским отложениям, но по ФЕС отличаются более высокой пористостью (от 10 до 22,7 %, в среднем около 16 %) и проницаемостью от 0,010 до 1,18³ мкм². Тип залежей пластовый.

Нефти карбонатных коллекторов верхних горизонтов MB имеют по сравнению с остальными месторождениями республики и сопредельных областей худшие свойства: вязкость их в пластовых условиях весьма высока и достигает 530 мПас. С востока (юго-восточный склон ЮТС) на запад, в направлении к МВ, отмечается определенная закономерность в изменении свойств пластовой нефти: вязкость ее увеличивается до 100 мПаси более, плотность - от 0,843 до 0,91 г/см³, газосодержание и давление насыщения нефти газом уменьшаются соответственно от 25,5 до 7,2 м³/т и от 7,4 до 2,4 МПа. По содержанию серы (2,8…4,6 %), смол (2,5…19,6 %) и парафина (2,2…4,8 %) нефти относятся к типу высокосернистых, смолистых и парафиновых.

Значительная часть месторождений восточного борта МВ и западного склона ЮТС характеризуется небольшими площадными размерами, по величине запасов относится к категории мелких, по качеству запасов - к трудноизвлекаемым. Большая часть месторождений относится к малоэффективным. Для этих месторождений характерно сочетание двух-трех-четырех нефтеносных этажей, площади нефтеносности обычно уменьшаются вниз по разрезу, залежи полностью или частично совпадают в плане, характеризуются большой зональностью и послойной неоднородностью пластов. Разнородные и разновозрастные природные резервуары, содержащие залежи нефти, сложность их строения, заключающаяся в различных геолого-геофизических параметрах продуктивных пластов, неоднородности и расчлененности последних, широкий диапазон изменения вязкости и плотности нефтей и т. д. являются основными факторами, влияющими на все этапы разработки малоэффективных месторождений.

На первом этапе важная роль отводится качественному вскрытию продуктивного горизонта, так как от этого полностью зависит уровень начального дебита, длительность эффективной эксплуатации скважины и, в конечном итоге, коэффициент нефтеизвлечения в период разработки месторождения.

Вторая глава посвящена разработке технологического комплекса на основе созданных теоретических предпосылок, технологических процессов и технических средств по сохранению ФЕС продуктивных отложений на этапе заканчивания скважин на месторождениях с ТрИЗ.

Рассмотрен механизм негативного воздействия бурового и тампонажного растворов на коллекторские свойства продуктивного пласта при вскрытии пласта и цементировании эксплуатационной колонны и показаны существующие и разработанные методы снижения отрицательного воздействия указанных растворов на продуктивный пласт.

В значительной степени качество первичного вскрытия пласта определяется физико-химическими свойствами применяемых буровых растворов.

Выбор оптимальной рецептуры буровых растворов с учетом неоднородности ФЕС пород и условий бурения позволяет снизить негативное воздействие на продуктивную зону пласта.

Проведены лабораторные исследования по изучению влияния разработанных и применяющихся буровых растворов на фильтрационные свойства пород. Коллекцию образцов для исследования подбирали таким образом, чтобы в ней были представлены породы высокой, средней и низкой проницаемости.

Модель нефти для фильтрации через образцы керна готовилась на основе поверхностной обезвоженной нефти, отобранной на устье скважины. Измеряли плотность и вязкость приготовленной модели нефти. Модель фильтрата буровых растворов для обработки исследуемых кернов готовили на водопроводной воде с применением комплекса реагентов, используемых для обработки полимерных буровых растворов. В данной работе использовались модели фильтратов полимерных буровых растворов, применяемых на месторождениях ОАО «Татнефть» и МНК.

Результаты экспериментов по определению степени восстановления проницаемости по нефти, полученные на 18 образцах керна для фильтратов трех типов буровых растворов - безглинистый полимерный раствор (раствор № 1), полимерный раствор со «сшитым» полиакриламидом (раствор № 2) и полимерный раствор с крахмальным реагентом на основе пластовой девонской воды (раствор № 3) приведены в таблице 1. Для более наглядного сравнения воздействия фильтратов на проницаемость пород были построены зависимости степени восстановления нефтепроницаемости как от нефтепроницаемости при начальной водонасыщенности (рисунок 1), так и от увеличения водонасыщенности после обработки фильтратами относительно начальной (рисунок 2). Относительное увеличение водонасыщенности для образцов высокой проницаемости после обработки фильтратом и прокачки нефти на двух скоростях в среднем по двум образцам произошло в 6,8 раза. Как следствие этого - минимальное в этой группе образцов восстановление нефтепроницаемости (20 %). Для образцов средней и низкой проницаемости при увеличении их водонасыщенности в среднем в 2 раза степень восстановления нефтепроницаемости составила 39,4 %, т.е. в 2 раза выше, чем у высокопроницаемых образцов.

Анализируя данные таблицы 1 и рисунков 1 и 2, можно констатировать, что после обработки фильтратом бурового раствора происходит снижение нефтепроницаемости. Наименьшим оно оказывается в образцах с низкой проницаемостью при начальной водонасыщенности.

Таблица 1 Результаты экспериментов по воздействию фильтратов буровых растворов на проницаемость пород по нефти

Тип раствора	Проницаемость, 10-3мкм2	Водонасыщенность, %	Объемы прокачиваемой нефти после обработки фильтратами	Проценты восстановления проницаемости
	по воздуху	по нефти
		до обработки	после обработки	до обработки	после обработки	поровых объемов	эффективных поровых объемов
№ 1	1010	123	43,4	5,0	30,5	15,4	23,9	35,3
	853	97	37	5,7	23,5	25,1	37,4	38
	488	50,4	17,6	7,6	28,8	16	24,1	34,9
	382	61,8	18,6	13,1	29,7	16,6	28,3	30,1
	117	9,9	4,4	24,1	31	11,7	26,6	44,4
	102	3,4	2,6	28,7	37,4	11,4	29	76,5
№ 2	1053	286	20	4,0	27,2	9,9	15,4	7
	887	216	17,9	4,6	18,9	19,8	28,9	8,3
	877	251	22,3	7,6	28,4	10,8	16,6	8,9
	405	18,2	6,3	9,2	21,2	15,7	24,5	34,6
	100	5,5	1	22,3	23	8,9	16,7	18,2
	106	6,7	1,54	22,2	27,6	10,8	23,6	23
№ 3	941	55,5	10,6	5,0	35,3	10,7	16,7	19,1
	911	32,6	6,8	4,6	30,0	9,4	13,5	20,9
	434	21	3.04	12	24,7	11,0	18,3	14,5
	404	12,5	3,56	12	30,7	14,3	23,4	28,5
	142	4,76	0,9	17,6	31,9	15,0	29,2	18,9
	121	3,31	1,23	19,4	29,1	15,0	30,9	37,2

В образцах с низкой проницаемостью относительное увеличение водонасыщенности после обработки фильтратами меньше, чем в образцах с высокой и средней проницаемостью. При этом конечная водонасыщенность не зависит от коллекторских свойств пород и колеблется в довольно узком диапазоне от 25 до 35 % от порового объема.

Механизмы взаимодействия фильтратов полимерных и глинистых буровых растворов с породой различны. Фильтрат глинистого бурового раствора кольматирует поровое пространство из-за проникновения глинистых дисперсных частиц в породу.

Рисунок 1 - Зависимости степени восстановления нефтепроницаемости после обработки фильтратами буровых растворов от нефтепроницаемости при начальной водонасыщенности

Рисунок 2 - Зависимости степени восстановления нефтепроницаемости от соотношения водонасыщенности до и после обработки фильтратами буровых растворов

При этом степень восстановления нефтепроницаемости возрастает с улучшением коллекторских свойств породы, а для низкопроницаемых пород снижение нефтепроницаемости в большей степени необратимо.

Наименьшими кольматирующими свойствами из трех испытанных растворов с добавками полимеров обладает раствор полиакриламида без сшивки (фильтрат № 1).

Сшивка (стабилизация) ПАА изменяет механизм кольматации с водополимерного на полимерно-дисперсный и увеличивает величину кольматации. Кольматирующие свойства фильтратов № 2 (полиакриламид со сшивкой) и № 3 (на основе крахмала) оказались примерно одинаковыми (при скорости фильтрации нефти 1 м/сут.).

На рисунке 3 приведены зависимости нефтепроницаемости от остаточной водонасыщенности для каждого типа фильтрата бурового раствора. Первая область (на рисунке показана штрихом) является допустимой областью применения полимерных растворов на водной основе, где проницаемость снижается в 2…3 раза и вторая область, где проницаемость снижается в 6…20 раз, является областью неэффективного применения буровых растворов на водной основе без применения дополнительных мероприятий по предупреждению глубокого проникновения фильтрата бурового раствора в призабойную зону пласта (защитный экран, перекрыватели и т.д.)

Оптимальными растворами, отвечающими требованиям эффективного вскрытия сложнопостроенных коллекторов, являются полимерные и биополимерные композиции, которые образуют псевдопластичные системы, обладающие низкими значениями вязкости в динамике, а в статических условиях - многократно увеличивающие её.

Разработан способ получения ксантанового загустителя «Сараксан-Т» культивированием штаммов-продуцентов Xantomas campestris на питательной среде, содержащей источник углеродного питания, минеральные соли и факторы роста, в условиях аэрации и перемешивания, с последующей стерилизацией полученного ферментационного раствора добавлением формальдегида или выделением его из стерилизованного ферментационного раствора с помощью изопропилового спирта.

Рисунок 3 - Результаты исследования области эффективного применения буровых растворов на водной основе

На его основе разработана рецептура малокомпонентного биополимерного раствора, предназначенная для сохранения и улучшения коллекторских свойств пласта при первичном вскрытии терригенных и карбонатных продуктивных отложений. Анализ реологических показателей полимерного раствора (условной вязкости, динамического напряжения сдвига, пластической вязкости) с применением биополимера Сараксан-Т показал, что данный реагент по своим показателям не уступает импортным аналогам.

Применение данного раствора при первичном вскрытии продуктивных пластов позволило в среднем в 1,7 раза повысить начальный дебит на пятнадцати скважинах Мальцевского и Некрасовского месторождений.

Для пластов с АНПД разработана рецептура мультифазного бурового раствора с пониженной плотностью 950…600 кг/м³, который содержит в своём составе эфиры целлюлозы, комплексный структурообразователь, воздух (или азот) и воду. Наличие газовой фазы придаёт качественно новые фильтрационные свойства буровому раствору. В силу низкой вязкости воздуха по отношению к воде в процессе бурения скважины происходит фильтрация воздушной фазы в продуктивный пласт с опережением водной и твёрдой фаз, за счёт чего в порах пласта формируется дополнительное сопротивление при эффекте Жамена. Обобщенные результаты применения мультифазного бурового раствора на 175 объектах месторождений с ТрИЗ РТ приведены в таблице 2.

Таблица 2 Результаты внедрения мультифазного бурового раствора (дебит базовых скважин принят за 100 %).

Тип бурового раствора	Карбонатный коллектор, дебит / скин	Терригенный коллектор, дебит / скин	По всем типам коллекторов, дебит/скин
Мультифазные системы	121 / -0,5...0,2	196 / -1,0…0,2	165 / -1…- 0,5
Базовые растворы / скин	100 / 5…10	100 / 4…8	100 / 4…10

Величина скин-фактора в пределах - 1…0,2 указывает на фактическое отсутствие в призабойной зоне скважины слоя с ухудшенной проницаемостью в сравнении с более удаленной частью пласта.

В работе приведены результаты экспериментальных исследований по изучению тампонирующих свойств полимер-дисперсных и глинистых суспензий на физических моделях поровых и порово-трещинных пород с целью формирования устойчивых и временных защитных экранов в водо- и нефтенасыщенных интервалах продуктивной толщи.

Эксперименты выполнялись на кернах с высокой, средней и низкой проницаемостью в двух вариантах исполнения в режиме постоянной фильтрации при постоянном перепаде давления, и в режиме фильтрации с импульсами давления.

Использовались два типа бурового раствора на полимерной и глинисто-полимерной основе. По результатам выполненных исследований получены следующие выводы:

- при гидроимпульсном режиме прокачивания буровых растворов через керн перепад давления в 2,0…2,5 раза ниже, чем при статическом режиме прокачивания;

- после прокачивания 1…2 поровых объемов глинистого бурового раствора через керн с высокой проницаемостью отмечается резкий рост перепада давления вследствие интенсивной кольматации порово-трещинных каналов на незначительном расстоянии от торцовой поверхности керна;

- при формировании кольматационных экранов в порово-трещинных образцах горных пород с применением полимерных буровых растворов обеспечивается сохранение ФЕС в процессе бурения скважин.

Разработаны рецептуры полимерно-дисперсных систем и глинистые суспензии для создания кольматационных экранов в ПЗП в водо- и нефтенасыщенных пластах.

В работе приведены результаты экспериментальных исследований процессов формирования цементной крепи скважины при разобщении пластов в интервале продуктивных отложений.

Установлено, что формирование водяных поясов и каналов происходит в начальной стадии его твердения, т.е. после прекращения движения цементного раствора по заколонному пространству при наличии гидродинамической связи ствола скважины с пластом.

Затем происходит формирование каналов в цементной смеси вследствие избыточного гидродинамического давления, создаваемого разнонапорными пластами и пропластками.

В таблице 3 представлены результаты исследования по определению величины градиента давления гидропрорыва на контакте «порода - фильтрационная корка - тампонажный камень» и на контакте «порода - тампонажный камень» без фильтрационной корки.

Высокое значение величины градиента давления гидропрорыва получено на контакте тампонажного камня с естественной поверхностью породы: низкие значения получены на контакте «тампонажный камень глинистая корка», а на контактах «тампонажный камень глино-карбонатная, полимер-карбонатная, крахмальная и биополимерная корки» величина градиента давления гидропрорыва в 2 раза превышает аналогичное значение по глинистой корке, однако в сравнении с естественной поверхностью величина давления гидропрорыва значительно ниже.

Таблица 3 Исследование давления гидропрорыва контактных поверхностей цементного камня с породой

Контактная зона	Характеристика поверхности	Градиент давления гидропрорыва р, МПа/м
Цементный камень порода	Естественная	11,10
	Глинистая корка	0,55
	Глино-карбонатная	0,11
	Полимер-карбонатная	0,11
	Крахмальная корка	0,11
	Биополимерная корка	0,11

С целью защиты продуктивного интервала от воздействия бурового и цементного растворов предложено три новых способа временной и долговременной изоляции ствола.

Первый способ: с помощью кассетного перекрывателя в предварительно расширенном интервале продуктивного интервала до спуска и цементирования эксплуатационной колонны.

Кассетный перекрыватель представляет собой свернутый в рулон металлический лист, подпружиненный пластинчатыми пружинами. За счет упругой деформации пластинчатых пружин в предварительно расширенном интервале пласта обеспечивается плотное прилегание металлического листа к стенкам скважины по всему его периметру.

Второй способ: с помощью тампонажных материалов с химически активными композициями (тампонажный защитный экран).

Тампонажный защитный экран формируется в предварительно расширенном интервале ствола скважины и представляет собой низкопроницаемую оболочку толщиной 0,9…1,0 см, позволяющую предотвратить проникновение в призабойную зону пласта (ПЗП) твердой и жидкой фаз при цементировании эксплуатационной колонны.

При создании такого экрана учитывались следующие требования: низкие фильтрационные характеристики, высокая прочность и возможность легкого раскольматирования.

На основании проведенных лабораторных исследований были разработаны рецептуры тампонажных смесей с химически активными добавками, которые по прочностным свойствам соответствуют требованиям государственного стандарта для облегченных цементов, а после кислотного воздействия приобретают высокие фильтрационные свойства.

Для повышения фильтрационных сопротивлений нефте- и водонасыщенных пластов при строительстве скважин и последующего восстановления гидродинамической связи системы «пластскважина», разработан третий способ селективного гидродинамического воздействия на ПЗП. Принцип метода основан на формировании многократных циклических импульсных ударов с использованием компоновки бурильной колонны.

Основой метода является кольматирование прискважинной зоны водоносных и продуктивных пластов разнородными составами.

Долговременная кольматация ПЗП водоносных горизонтов осуществляется глинистым раствором.

Кратковременная кольматация нефтенасыщенных пластов производится безглинистыми растворами на полимерной основе. Буровой раствор, благодаря псевдопластичным свойствам, проникает в пласт, а после остановки, мгновенно увеличивает вязкость. В результате, создаётся защитный экран в ПЗП продуктивного пласта, защищающий горизонт от негативного воздействия цементного раствора. При освоении полимерный раствор вымывается из ПЗП, а карбонатный наполнитель удаляется при кислотной обработке.

Третья глава посвящена кластеризации и типизации продуктивных объектов и изучению их петрофизических и ФЕС. Кластеризация объектов имеет целью формирование объектов в определенные группы, которые будут близки или аналогичны по геолого-физическим параметрам пластов и физико-химическим свойствам флюидов, насыщающих эти пласты. Выделение однотипных объектов позволит обоснованно тиражировать применение успешных технологий и методов воздействия на пласт в пределах объектов одной группы.

При выделении однородных групп в условиях значительного количества объектов исследования и параметров, их характеризующих, процесс эффективного и надежного группирования становится возможным лишь с использованием метода, в основе которого лежат логический и математический анализы. Для более достоверного распределения объектов по группам имеющегося объема и качества информации наиболее удобнее использование кластерного анализа и ИНС.

Кластеризация выполнена для 123 продуктивных объектов, находящихся в районе МВ и ЮТС на территории Республики Татарстан.

Выполненная кластеризация объектов исследования, приуроченных к каширо-верейским отложениям, позволила выделить пять однородных групп, по башкирскому и турнейскому ярусам выделено по четыре группы объектов. Для качественной характеристики и выявления особенностей выделенных групп объектов по исходным геолого-физическим и физико-химическим параметрам были рассчитаны минимальные, максимальные и средние значения для гипотетических залежей. Каждая из выделенных групп объектов обладает своими специфическими особенностями.

При кластеризации объектов, приуроченных к каширо-верейским и башкирским отложениям, были определены объекты, не вошедшие в группы из-за значительного отличия некоторых параметров. Продуктивные объекты каширо-верейских отложений Демкинского месторождения не вошли в группу из-за низкого значения начального пластового давления, равного 5,7 МПа, при среднем значении 9,5 МПа и высокой проницаемости, равной 1,208 мкм², при среднем 0,177 мкм². Верейский горизонт Ивинского месторождения имеет самое высокое значение эффективной нефтенасыщенной толщины 45 м. Каширский горизонт Курманаевского месторождения характеризуется низкой пластовой температурой 10 ^оС.

Для определения «близости» объектов, не вошедших ни в одну группу к той или иной совокупности объектов, предложено проведение группирования с использованием искусственных нейронных сетей.

С целью выделения однородных групп была создана ИНС со следующими характеристиками: тип (архитектура) - «соревнование» (competitive), алгоритм обучения - «векторное квантование» (vector quantization LVQ). Первоначально создавалась сеть, состоящая из 10 нейронов, после обучения которой было установлено число эффективных нейронов (групп), равное 5. Для повышения качества группирования объектов по ИНС необходимо процесс обучения разбить на несколько циклов, каждый из которых включает в себя некоторое количество эпох. Количество эпох за один цикл обучения для новой сети с четырьмя эффективными нейронами принималось равным 100. После каждого цикла анализировалось распределение объектов по группам. Количество необходимых циклов определялось в процессе обучения до постоянства выходных данных. В нашем случае количество циклов составило 10 (1000 эпох).

В результате группирования по 58 объектам каширо-верейского горизонта в первую группу вошли 12 объектов, во вторую 12, в третью 16, в четвертую 11 и в пятую 7. По 38 объектам башкирского яруса горизонта в первую группу вошло 8 объектов, во вторую 11, в третью 8, в четвертую 5 и в пятую 6. Продуктивные отложения турнейского яруса представлены 27 объектами: первая группа состоит из 6 объектов, вторая из 4, третья из 6, четвертая из 5 и пятая из 6.

Сопоставление результатов кластерного анализа и ИНС показало хорошую сходимость.

Группирование с помощью нейросетевого моделирования определило, к каким совокупностям объектов ближе объекты, не вошедшие в группы по кластерному анализу. Так, например, объект исследования в верейских отложениях Демкинского месторождения ближе всего к третьей группе.

Кроме того, кластеризация по двум независимым способам позволила выделить наиболее характерные объекты, т.е. объекты, которые формируют основу группы вне зависимости от способа группирования, к таким объектам относятся продуктивные пласты башкирского яруса: дачного месторождения; мальцевского месторождения; некрасовского месторождения.

Характеристики коллекторских свойств выделенных объектов исследовались по четырём параметрам: открытой пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и эквивалентному диаметру пор и каналов.

В таблице 4 по всем трём группам показаны пределы изменения параметров, коэффициенты вариации пористости и проницаемости, среднеарифметические значения параметров и количество образцов.

Таблица 4 Характеристика по керну групп объектов разработки, выделенных по результатам кластерного анализа и метода ИНС

Группа	Открытая пористость, % от - до (вариация) / среднее (кол-во анализов)	Газопроницаемость, 10-3 мкм2 от - до (вариация) / среднее (кол-во анализов)	Нефтенасыщенность, % от - до / среднее (кол-во анализов)
Группа I (база - продуктивные пласты башкирского яруса Дачного месторождения)	2,4 - 23,9 (0,477) / 10,0 (63)	0,27 - 802 (1,7) / 108/26,7 (57)	42,3 - 85,6 / 71,1 (50)
Группа II (база - продуктивные пласты башкирского яруса Мальцевского месторождения)	2,9 - 21,3 (0,327) / 11,9 (116)	0,14 - 1101 (1,82) / 86,0/22,5 (110)	31,7 - 90,8 / 69,5 (97)
Группа III (база - продуктивные пласты башкирского яруса Некрасовского месторождения)	5,0 - 28,0 (0,343) / 13,6 (48)	0,08 - 1013 (1,28) / 183/66,0 (44)	58,3 - 90,2 / 79,3 (34)

Примечание. Среднее значение проницаемости: арифметическое / геометрическое

На рисунках 4-6 представлены полигоны распределения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по трём основным группам.

На основании полученных данных сделаны следующие выводы:

1. Наилучшими ФЕС и наиболее высокой нефтенасыщенностью обладают объекты группы III.

2. Объекты групп I и II близки по нефтенасыщенности и эквивалентному диаметру пор и каналов. Отличие этих групп состоит в том, что группа I имеет более низкую пористость по сравнению с группой II и несколько большую проницаемость (0,108 и 0,086 мкм² соответственно).

3. Наиболее однородны по проницаемости объекты группы III (коэффициент вариации 1,28). Менее однородны по этому параметру объекты групп I и II (коэффициенты вариации их 1,70 и 1,82 соответственно).

Рисунок 4 - Частотное распределение образцов по пористости



Рисунок 5 - Частотное распределение образцов по проницаемости

4. Наибольшая доля неколлекторов (55,1 %) характерна для объектов группы II, а наименьшая (18,6 %) - для объектов группы I. В объектах группы III доля неколлекторов составляет 35,2 %.

Рисунок 6 - Частотное распределение образцов по нефтенасыщенности

Полученные выводы хорошо согласуются характеристикой кластерного анализа объектов башкирского яруса по геолого-физическим параметрам (таблица 3).

В таблице 5 приведены данные распределения образцов по величине показателя смачиваемости для каждой из трёх групп.

Таблица 5 Характеристика смачиваемости пород башкирского яруса по группам объектов разработки, выделенным по результатам кластерного анализа и метода ИНС

Объект	Распределение образцов по величине показателя смачиваемости М, шт. ( %)	Расчётный косинус угла смачивания породы в системе «нефть-вода»
	0-0,2	0,21-0,4	0,41-0,6	0,61-0,8	0,81-1
Группы I (башкирский ярус Дачного месторождения)	10 (90,9)	1 (9,1)				- 0,76
Группы II (башкирский ярус Мальцевского, Пионерского и Аксубаево-Мокшинского месторождений)	7 (21,9)	9 (28,1)	5 (15,6)	6 (18,8)	5 (15,6)	- 0,09
Группы III (башкирский ярус Некрасовского и Вишнёво-Полянского месторождений)	9 (42,9)	7 (33,3)	5 (23,8)			- 0,48

Практически гидрофобными показали себя породы по объектам группы I. Породы по объектам группы III характеризуются значительным ростом доли образцов, преимущественно гидрофобных, и появлением пород промежуточной смачиваемости. Смачиваемость пород объектов группы II изменяется от фобных до фильных примерно с равным количеством как фобных, так и фильных образцов.

В таблице 6 приведены результаты расчетов распределения долей порового объёма (в %), контролируемых фильтрационными каналами с диаметром от минимального до максимального, указанного в числителе.

Таблица 6 Распределение долей порового объёма

Объект	Распределение долей порового объёма в зависимости от диаметра фильтрационных каналов
Группа I	36,71 (9)	19,58	9,47	4,80	1,60	0,96
	77,3 (9)	56,6	44,1	36,3	27,1	21,6
Группа II	40,74 (21)	20,13	10,09	5,05	1,70	1,01
	71,3 (21)	54,1	40,6	31,6	22,9	18,6
Группа III	38,9 (20)	19,61	9,73	4,88	1,63	0,98
	64,2 (20)	50,8	38,7	30,8	23,3	19,3

Примечание. В числителе - максимальный диаметр фильтрационных каналов, мкм; в знаменателе - контролируемая доля порового объёма, %.

Четвертая глава посвящена сравнительному геолого-промысловому анализу и определению эффективности разработки типичных объектов с ТрИЗ. Для выявления особенностей показателей эксплуатации исследуемых объектов в анализ включены продуктивные объекты, приуроченные к верейскому горизонту и турнейским ярусам вышеуказанных месторождений. Кроме того, это позволит оценить эффективность выработки запасов нефти для залежей, разрабатываемых с поддержанием пластового давления и без организации закачки воды.

Сравнение динамики основных показателей разработки выполнялось на графиках разработки в относительных единицах, где каждая величина - это отношение текущего показателя разработки к его максимальному значению за период разработки объекта. Эта величина соответствует текущему коэффициенту использования запасов нефти. Залежи отложений среднего карбона являются основными эксплуатационными объектами. Рассматриваемые объекты характеризуются невысокими отборами нефти от начальных извлекаемых запасов (1-10 %). Срок разработки рассматриваемых месторождений составляет: Дачное 10 лет, Мальцевское 7 лет, Некрасовское 5 лет. За рассматриваемый срок эксплуатации продуктивных объектов, который является первой стадией разработки, можно отметить, что имеющиеся максимальные уровни добычи нефти были достигнуты при различных отборах от начальных извлекаемых запасов (НИЗ).

По объектам Дачного месторождения максимумы добычи отмечались: для объекта, приуроченного к башкирскому ярусу, при отборе 7,5 % от НИЗ; для объекта в верейском горизонте - 8 %; для турнейского объекта 10 %. По остальным объектам максимумы были достигнуты при меньших значениях коэффициента использования запасов (КИЗ). Все рассматриваемые объекты находятся в стадии растущей добычи, и по этой причине максимальные уровни добычи в перспективе изменятся. Уровень отбора жидкости по рассматриваемым объектам характеризуется постоянным его наращиванием и полностью соответствует динамике добычи нефти. Обводненность продукции при изменении динамики добычи нефти по всем объектам, кроме «башкирского» Мальцевского месторождения, имеет тенденцию к росту и изменяется от 13 % на верейском объекте Мальцевского месторождения до 54 % на башкирском объекте Дачного месторождения.

Разработка залежей производится как отдельными скважинами, так и скважинами с использованием оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ).

Фонд добывающих скважин исследуемых объектов увеличивается за счет бурения и ввода новых скважин. Максимальное количество добывающих скважин отмечается при КИЗ более 7,5 % для пластов в карбонатных коллекторах Дачного месторождения.

Темпы отборов от НИЗ по объектам не превышают 2,6%. Максимальные темпы отборов у объекта в башкирском ярусе Мальцевского месторождения 2,6% и объекта приуроченного к турнейскому ярусу Мальцевского месторождения 2,3%. Объекты разработки в верейском горизонте и башкирском ярусе характеризуются одинаковыми темпами отбора от НИЗ, которые составляют 1,3% и 1,2% соответственно. Максимальное значение отбора от НИЗ по продуктивным пластам верейского горизонта Мальцевского месторождения было достигнуто в 2007 году при КИЗ, равном 2,2 %. Самым низким темпом отбора характеризуется объект башкирского яруса Некрасовского месторождения, составляющий 0,4 %.

Системы поддержания пластового давления организованы на четырех объектах разработки: Дачном месторождении (башкирский, турнейский ярусы, верейский горизонт); Мальцевском месторождении (башкирский ярус). Максимальные уровни закачки воды по рассматриваемым объектам были достигнуты при отборах от НИЗ 5,4…10,2 %. По турнейскому ярусу Дачного месторождения последние три года сохраняются высокие уровни закачки воды. Более жесткая система заводнения на башкирском ярусе Дачного месторождения, где на одну нагнетательную скважину с 2004 по 2007 год приходится 4-5 добывающих скважин.

По объекту разработки Некрасовского месторождения можно отметить, что система разработки находится на начальной стадии формирования. Выводы об эффективности системы разработки делать преждевременно. Объекты разработки Дачного и Мальцевского месторождений разрабатываются достаточно эффективно. Некоторые негативные моменты в динамике основных технологических показателей обусловлены необходимостью регулирования процесса разработки эксплуатационных объектов. Следует отметить тенденцию к преждевременному росту доли воды в объеме добываемой продукции.

Эффективная разработка исследуемых и подобных объектов возможна при соблюдении следующих основных принципов:

- первичное и вторичное вскрытие нефтеперспективных объектов производить с учетом неоднородностей разреза и гидродинамических особенностей флюидов среды скважина-пласт;

- выбор системы разработки и эксплуатацию объекта осуществлять с учетом литологических особенностей залежи;

- оптимально подбирать депрессию на пласт с целью обеспечения выработки запасов по толщине пласта;

- по каждой конкретной залежи разрабатывать индивидуальный подход к организации системы заводнения.

Проанализированы результаты комплексного подхода к решению проблем рациональной разработки объектов башкирского яруса на примере Дачного месторождения.

Нефтяное месторождение Дачное в составе Ульяновского месторождения было открыто в 1978 г. Как самостоятельное в рамках современных лицензионных границ оно выделено в 1998 г. По геологическому строению месторождение относится к сложнопостроенным с ТрИЗ.

Основные запасы нефти (95,9 %) приходятся на залежи карбонатных отложений башкирского, турнейского ярусов и верейского горизонта. В отложениях башкирского яруса выделяются две продуктивные пачки, индексируемые условно как Сбш-1 и Сбш-2, с которыми связаны восемь залежей нефти. Размеры залежей изменяются от 0,7 Ч 0,5 до 6,50 Ч 4,25 км, этаж нефтеносности - от 8,2 до 43,5 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются от 2,6 до 19,4 м. Продуктивный разрез яруса является достаточно сложным, среднее количество прослоев-коллекторов составляет 7,9; доля коллекторов равна 0,45.

Промышленная разработка объекта в пределах Дачного, Красно-Ключевского и Кутеминского поднятий началась с 2000 г. вводом скважин в эксплуатацию на естественном упруговодонапорном режиме.

По состоянию на 01.01.2004 г. из башкирского яруса добыто 141,4 тыс. т нефти, или 2,8 % от НИЗ. Общий фонд действующих скважин по башкирскому ярусу составляет 33: отбор продукции осуществляют 29 скважин, через 4 нагнетательные скважины организовано поддержание пластового давления. Все добывающие скважины работают механизированным способом. Среднесуточные дебиты скважин составляют: 4,1 т/сут нефти, и 5,8 т/сут жидкости, обводненность - 28,6 %. Средняя приемистость нагнетательных скважин - 41 м³/сут.

Систему заводнения начали внедрять на месторождении с середины 2002 г. (скв. 3562), пять скважин (№№ 3565, 3619, 3668, 3553 и 3571) были освоены в 2003 г., две (№№ 3617 и 3569) в начале 2004 г. Источником водоснабжения является очищенная пластовая вода, попутно добываемая с нефтью. На фонде нагнетательных скважин осуществляется циклический режим закачки. Все нагнетательные скважины охвачены мероприятиями по внедрению гелеобразующих композиций СПС и Карфас.

Технологии воздействия на пласт направлены на повышение коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения охвата карбонатных пластов при заводнении, достигаемом закачкой в нагнетательные скважины в первом случае полиакриламидных полимеров и ацетата хрома, во втором реагента Карфас, отличительными особенностями которого являются способность образования геля непосредственно в пласте и гомогенность закачиваемого водного раствора, делающая его пригодным для применения на карбонатных пластах с высокой неоднородностью.

Работы по комплексному (многофакторному) воздействию на пласт выполнялись в разных вариантах:

I. Результаты одновременного комбинированного воздействия на пласт технологии заводнения и потокоотклонения (СПС) рассмотрены на примере участка нагнетательной скв. 3668, расположенного на Кутеминском поднятии месторождения Дачное.

Скважина освоена под закачку в апреле-мае 2003 г. с приемистостью 40 м³/сут. В июне того же года осуществлена закачка СПС. Объем закачанной композиции составил 250 м³. В сентябре 2003 г. проведена подкачка СПС. В общей сложности в нагнетательную скв. 3668 закачано 550 м³ композиционного состава и реагентов: полиакриламида (ПАА) 2,3 т, ацетата хрома (100 %) 0,21 т.

...