Запсибгаз технологии увеличения производительноси скважин порошкообразными реагентами

В низкопроницаемых коллекторах пласта ЮВ₁ для подачи раствора в пласт использовали взрывные пороховые генераторы давления ПГД.Результаты такого рода обработок представлены в табл.4

Всего было произведено 55 реагентных обработок скважин, из которых 43 обработки оказались успешными (78%). В результате обработок 43 скважин суммарный дебит скважин был увеличен с 335.4 до 774 т/ сутки и дополнительная добыча нефти составила 51528 тонн, т.е 1198 тонны на скважину.

В АО ”Мегионнефтегаз” была произведена оценка эффективности обработок добывающих скважин месторождений Мегионской группы различными технологиями (табл. 5).
Таблица 5

Эффективность обработок добывающих скважин месторождений Мегионской группы различными технологиями

Технология	Количество скважин		Успешность	SDQ,	DQ
	Обработанных	Успешных	Обработок,%	Тонн	на скважину, Тонн
Запсибгаз	55	43	78	51528	1198
HCl	41	30	73	29928	998
ТХГВ	7	5	71	3927	785
ГРП	13	9	69	5163	574
HСl+ HF	21	12	57	9729	811

Представленные результаты свидетельствуют о конкурентоспособности технологии обработки скважин порошкообразным реагентами с традиционными.

1. 
   Муравленковсое месторождение
   

Дополнительная добыча нефти в результате обработок 17 скважин составила 48433 тонны, т.е в среднем на одну скважину 2849 тонн.

Зависимость Q_нак,=f(Δq) приведена на рис.1.

Рис. 1. Зависимость Q_нак,=f(Δq)

Месторождения Когалымской группы приурочены к группе локальных поднятий северо-восточной части Сургутского свода, представленных пластово-сводовыми залежами тектонически и литологически экранированными. Нефтегазоносными являются отложения юры ( тюменская свита) и нижнего мела, представленные переслаивающимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами, залезающих на глубинах 2000-3000 м. Песчаники, в основном, мелкозернистые , переходящие иногда в крупнозернистые, по составу аркозовые, глинистые. Цемент песчаников порово-пленочный, по минералогическому составу гидрослюдисто-хлоритовый, хлоритовый.

Пористость песчаников находится в пределах 0,16-0,25, проницаемость 10-160 mD. Пластовые давления изменяются от 19,5 до 25,6 МПа, температура - от 64 до 94⁰ С, плотность нефти составляет 754-846 кг/ м³, вязкость нефти изменяется от 0,71 до 2,26 спз, газосодержание от 33 до 130 м³/м³. Содержание парафинов и смолистых веществ

незначительно ( 2,76 и 2,5 % ).

Обработки скважин производились на Вать-Еганском, Повховском, Южно-Ягунском и Тевлинско-Русскинском месторождениях, разрабатываемых ТПП «Когалымнефтегаз» компании ЛУКойл.

Структура Вать-Еганского месторождения приурочена к пластам АВ_1-2, АВ₃, АВ₆, БВ₁, БВ₂₆, БВ₁₇, БВ₁₀, ачимовской пачке П.ЮВ₁, залегающим на глубинах от 1920 до 2860 м. Основные запасы нефти связаны с пластом АВ_1-2.

Месторождение многопластовое. Нефтеносность связана с терригенными отложениями юрской и меловой систем. Основные запасы нефти сосредоточены в пластах БС₁₀ и БС₁₁.Песчаники пластов БС₁₀ и БС₁₁ серые, мелко-зернистые, иногда переходящие в крупнозернистый алевролит.

Пласт БС₁₁² представлен 6-ю залежами. Тип залежей-пластовый, сводовый, частично литологически экранированный.

Пласт БС₁₁¹ практически развит на всей площади месторождения. Выявлено 5 базовых залежей и 5 небольших залежей в районах отдельных скважин. Залежи пластовые, сводовые, массивные.

Пласт БС₁₀² включает 7 залежей нефти: залежь 1 (основная) приурочена к Ягунской и северу Южно-Ягунской структуры и 6 небольших структурно-литологических залежей в пределах Южно-Ягунской структуры и восточного крыла Ягунского поднятия.

Пласт БС₁₀¹ развит на всей площади месторождения. Размеры Ягунской залежи – 36х11 км, Южно-Ягунской залежи- 21,5х8,7 км.