Содержание к диссертации
Введение
1 Основные закономерности геологического строения и нефтегазоносность пород-коллекторов севера Западной Сибири 14
1.1 Краткая характеристика геологического разреза севера Западно-Сибирской плиты 14
1.2 Тектонические предпосылки образования пород-коллекторов с измененной структурой порового пространства 33
1.3 Седиментологические предпосылки образования пород-коллекторов с измененной структурой порового пространства 41
1.4 Общие закономерности размещения месторождений УВ на территории севера Западно-Сибирской плиты 54
Выводы к первой главе 59
2 Особенности геологического строения и области локализации пород-коллекторов, осложненных вторичными изменениями пород-коллекторов 61
2.1 Методы и методики, принятые при проведении исследований 62
2.2 Особенности геологического строения и области локализации пород-коллекторов, осложненных процессами цеолитизации 84
2.3 Особенности геологического строения и области локализации пород-коллекторов, осложненных процессами карбонатизации 94
2.4 Особенности геологического строения и области локализации пород-коллекторов, осложненных процессами выщелачивания и вторичного минералообразования 105
Выводы ко второй главе 121
3. Обобщение результатов исследований по вторичным изменениям пород-коллекторов севера Западной Сибири 122
3.1 Вторичные изменения пород-коллекторов за счет процесса цеолитизации 122
3.2 Вторичные изменения пород-коллекторов за счет процесса карбонатизации 130
3.3 Вторичные изменения пород-коллекторов за счет процессов выщелачивания и вторичного минералообразования 136
3.4 Термодинамическая модель формирования основных типов вторичных изменений пород-коллекторов 140
3.4 Методика выделения зон вторичных изменений пород коллекторов 145
Выводы к третьей главе 148
4. Текущее состояние, совершенствование и разработка технологий освоения залежей, осложненных вторичными изменениями пород-коллекторов 151
4.1 Состояние разработки залежей, затронутых процессами вторичных изменений пород-коллекторов 151
4.1.1 Состояние разработки залежей, затронутых процессами цеолитизации 152
4.1.2 Состояние разработки залежей, затронутых процессами карбонатизации 154
4.1.3 Состояние разработки залежей, затронутых процессами выщелачивания и вторичного минералообразования 159
4.2. Регулирование процесса вытеснения на залежах с вторичными изменениями пород-коллекторов 167
4.2.1 Регулирование процесса вытеснения на залежах, затронутых процессами цеолитизации 168
4.2.2 Регулирование процесса вытеснения на залежах, затронутых процессами карбонатизации. 169
4.2.3 Регулирование процесса вытеснения на залежах, затронутых процессами выщелачивания и вторичного минералообразования 172
4.3. Совершенствование систем разработки залежей с вторичными изменениями пород-коллекторов 177
4.3.1 Совершенствование систем разработки залежей, затронутых процессами цеолитизации 178
4.3.2 Совершенствование систем разработки залежей, затронутых процессами карбонатизации 183
4.3.3 Совершенствование систем разработки залежей, затронутых процессами выщелачивания и вторичного минералообразования 189
4.4. Особенности применения методов повышения нефтеотдачи пластов на залежах с вторичными изменениями пород коллекторов 197
4.4.1 Особенности применения методов повышения нефтеотдачи пластов на залежах, затронутых процессами цеолитизации 199
4.4.2 Особенности применения методов повышения нефтеотдачи пластов на залежах, затронутых процессами карбонатизации. 203
4.4.3 Особенности применения методов повышения нефтеотдачи пластов на залежах, затронутых процессами выщелачивания и вторичного минералообразования 208
Выводы к четвертой главе 213
5. Результаты практического применения технологий освоения залежей с измененной структурой порового пространства 216
5.1 Результаты практического применения технологий совершенствования систем разработки залежей с измененной структурой порового пространства 216
5.2 Результаты практического применения различных геолого-технологических мероприятий на залежах с измененной структурой порового пространства 219
5.3 Результаты практического применения адресных технологий обработки скважин на залежах с измененной структурой порового пространства 223
Выводы к пятой главе 230
Заключение 232
Список литературы 234
- Краткая характеристика геологического разреза севера Западно-Сибирской плиты
- Особенности геологического строения и области локализации пород-коллекторов, осложненных процессами цеолитизации
- Состояние разработки залежей, затронутых процессами выщелачивания и вторичного минералообразования
- Результаты практического применения адресных технологий обработки скважин на залежах с измененной структурой порового пространства
Краткая характеристика геологического разреза севера Западно-Сибирской плиты
Начиная с серидины 50-х годов двадцатого века, начали провдится систематические исследования геологического строения разреза осадочного чехла Западно-Сибирской плиты [98, 152]. Значительное качественное и количественное увеличение этих исследований, связаное с массовым поиском ловушек углеводородного сырья, позволило установить, что в геологическом разрезе Западно-Сибирской плиты четко обособляется два структурно-тектонических этажа. Первый относится к фундаменту плиты, представленному разными по составу и происхождению метаморфическими породами докембрийско-протерозойского возраста. Второй сложен осадочными породами рифей-палеозойского и мезозойско-кайнозойского возраста, имеющими полифациальное происхождение, и делится на два яруса: верхний и нижний.
Приведенное ниже краткое описание разверза севера ЗападноСибирской плиты дано на основании последних уточненных региональных стратиграфических схем мезозойских, палеогеновых и неогеновых отложений [291, 294, 335], мобилисткой теории взаимного перемещения литосферных плит [125, 169] и кернового материала по 75 поисково-оценочным и разведочным скважинам, описанного автором в ходе работы над диссертацией.
Докембрийский и палеозойский комплексы
Первые данные о вещественном составе и палеонтологической характеристике пород фундамента Западной Сибири появились в литературе в конце пятидесятых годов с началом бурения глубоких скважин [5], а первые результаты палеонтологических исследований кембрийских отложений во второй половине шестидесятых годов [91]. К середине семидесятых годов данные по кембрию, ордовику и силуру получили географическую привязку, а для карбона и перми были заложены основы структурно-фациальных зон [35, 327].
Палеозойский комплекс, так же, как и докембрийский, крайне неравномерно охарактеризован керновым материалом. Это можно сказать и о палеонтологическом обосновании отложений. Так отложения кембрийского возраста палеонтологически обоснованы только в Приенисейской полосе, где они вскрыты тремя скважинами. Их мощность не первышает первых десятков метров, а в составе доминируют известняки и ангидриты, перекрытые преимущественно терригенными отложениями [154, 379, 380].
Ордовикские отложения Западно-Сибирского бассейна представлены двумя типами разреза – карбонатно-терригенными толщами на востоке и преимущественно вулканогенно-терригенными на западе. Линия раздела проходит вдоль западных границ Варьеганского и Нюрольского районов и символизирует собой положение краевой зоны западного шельфа Сибирского палеобассейна. В Приенисейской зоне ордовикские отложения вскрыты на Малохетской и Елогуйской площадях и представлены доломитами, зеленоцветными аргиллитами и известняками, содержащими большое количество брахиопод, гастропод, мшанок и водорослей. Кроме того, фаунистически доказанные карбонатно-терригенные отложения ордовика вскрыты на Западно-Новогодней, Полуденной и Мыльджинской площадях.
Силурийские отложения на большей части Западно-Сибирского бассейна представлены карбонатными отложениями главным образом темно-серыми массивными глинистыми известняками, содержащими остатки кораллов, брахиопод, конодонт. В ряде разрезов Нюрольского района, особенно в нижней части присутствуют эффузивы и покровы туфов. Отложения силура выделены в скважинах Долганской и Суходудинской площадей. В Усть-Енисейском районе на Малохетской площади установлены глинистые известняки, содержащие табуляры раннесилурийского возраста.
Девонские отложения из всей палеозойской системы наиболее охарактеризованы керновым материалом. На большей части Западно Сибирской плиты они представлены переслаиванием известняков и глинистых сланцев, которые в ряде районов сменяются карбонатно глинистыми сланцами. В восточной Приенисейской зоне вскрыта верхнедевонская толща пестроцветных терригенно-карбонатных пород с прослоями серых, зеленовато-серых доломитов, в которых обнаружены позднедевонские фораминиферы и водоросли. На Вездеходной площади отложения верхней части девона сложены диабазами, базальтовыми порфиритами, туфами, туффитами. Нижняя часть представлена пестроцветными аргиллитами, песчаниками и конгломератами с базальтами, и туфами. Каменноугольные отложения однотипны для значительной части Западно-Сибирского бассейна. Вверх по разрезу кремнистые известняки сменяются кремнистыми аргиллитами, а затем глинистыми известняками и аргиллитами. В Большехетской зоне вскрыты пачки переслаивания известковых аргиллитов, алевролитов, мергелей, известняков, базальтов, долеритов. Известняки содержат мшанки и брахиоподы турнейского яруса нижнего карбона. Преимущественно карбонатный разрез вскрыт несколькими скважинами на Северо-Варьеганской площади, где по многочисленным находкам фораминифер установлен турней-визейский возраст вмещающих пород. Породы содержат двустворки, растительные остатки и спорово-пыльцевые комплексы, на основании которых делаются заключения о возрасте пород. Отсутствие процессов осадконакопления и начавшиеся в позднекаменоугольный период процессы эрозии продолжились в пермское время. Мезозойский комплекс
Триасовая система
Триасовые отложения распространены на большей части исследуемой территории и подчинены расположению рифтовых систем (рисунок. 1.1.). В центральной части Западно-Сибирской плиты выделяются две зоны трехлучевого соединения грабен-рифтов, к которым приурочены наибольшие мощности осадочного мезозойского чехла [328].
Одни из них завершают палеозойский цикл осадконакопления, слагая единый структурный этаж, другие образуют самостоятельный, тафрогенный этаж [42, 77, 128, 138, 191], третьи перекрывают складчатый палеозой, вулканиты пермо-триаса и без видимых несогласий перекрываются юрскими отложениями на севере Западной Сибири в области Ямало-Тазовской мегасинеклизы [233].
В отложениях триаса выделяется две серии: тампейская и туринская [324]. Тампейская серия в объеме среднего-верхнего отделов представлена аргиллитами, алевролитами, песчаниками, туффитами и состоит из двух пачек: верхней более глинистой и нижней, имеющей песчано-глинистый состав.
В верхней толще наблюдается преобладание мелкозернистых аргиллитов и алевролитов, внешний облик которых сформировался под воздействием процессов, происходящих на границе «море-суша». В них отмечаются многочисленные находки растительного детрита. В отложениях нижней толщи отмечены признаки мелкозернистого вулканогенно-осадочного метриала с преобладанием аргиллитов по всей площади развития толщи.
Туринская серия представлена основными изверженными породами, их туфами, прослоями вулканогенно-осадочных пород. В кровле прослеживается пачка переслаивания туфопесчаников, алевролитов, аргиллитов, охарактеризованная в верхней части спорово-пыльцевым комплексом и остатками наземных растений раннего триаса.
Особенности геологического строения и области локализации пород-коллекторов, осложненных процессами цеолитизации
Проведенные автором исследования кернового материала и рентгеноструктурный анализ вторичных парагенезисов, встречающихся на территории Западно-Сибирской плиты, позволили описать все основные вторичные парагенезисы и выделить основные из них. К самым распространенным типам вторичных изменений можно отнести процессы цеолитизации, карбонатизации, выщелачивания и вторичного минералообразования. Для всех типов вторичных изменений определены эталонные месторождения УВ сырья, где эти изменения проявлены наиболее ярко, условия химизма среды и их приуроченность к дизъюнктивным нарушениям, влияние ФЕС и первичных условий формирования коллекторов на концентрации вторичных парагенезисов и т.д. Все полученные результаты изложены последовательно для каждого из выделенных типов вторичных изменений.
В современной геологической литературе процессы формирования цеолитов описываются конвекционной моделью Е. Бонатти - И. Тота [263, 367] для вулканогенно-осадочных комплексов, которые часто генетически связаны с активными тектоническими блоками мирового океана. По мнению ряда авторов [165, 176], эти блоки характеризуются повышенной трещиноватостью, что способствует проникновению морской воды на большие глубины, ее реакции с разогретыми породами основного состава и появлению минералов группы цеолитов [263].
Другие исследователи [32, 55, 252, 273, 279, 281] появление вторичных цеолитовых парагенезисов связывают с тектонически активными зонами и пространственно увязывают максимальные концентрации вторичных парагенезисов с зонами дизъюнктивных нарушений, где тектонический фактор играет определяющую роль. Коробов А.Д. [165] установил прямую зависимость между химизмом среды и частотой проявления вторичных парагенезисов при протекании разнотемпературных гидротермальных процессов. Это связано с разными значениями водородного показателя (pH), определяющего химизм среды.
Анализ вещественного состава показал, что содержание цеолитов в цементе Восточно-Мессояхского, Яро-Яхинского и Заполярного месторождений может достигать 40 % от общего объема минералов цемента и тем самым вносить вущественный вклад в показатели определения УЭС, характера насыщения, состояние призабойной зоны пласта (ПЗП).
Результаты проведенного рентгеноструктурного анализа минералов цемента позволили определить, что цеолиты представлены ломонтитом и его натриевой разновидностью – томпсонитом [263]. Соотношение содержания между ломонтитом (CaOAl2O34SiO24H2O) и томпсонитом ((Na2, Ca)OAl2O32SiO22,4H2O) можно определить как 5 к 1. Структура кристаллической решетки обоих минералов является переходной от субцепочечных алюмосиликатов к слоистым (рисунок 2.10).
Зерна ломонтита и томпсонита являются основной частью порового и пойкилитового цемента, а их медианный размер составляет 0.5-5 мм. Ломонтит и томпсонит образуют агрегаты с совершенной спайностью, которые достаточно уверенно диагностируются при микроскопическом изучении кернового материала (рисунки 2.11-2.13).
Восточно-Мессояхское месторождение приурочено к одноименному поднятию, расположенному в пределах Среднемессояхского вала – региональной структуре II порядка, осложняющим Мессояхскую гряду в южной части Гыданского полуострова (рисунок 2.14).
Среднемессояхский вал имеет значительную протяженность, которая составляет около 140 километров и ширину около 25–40 километров, вертикальная амплитуда достигает 1200 метров. За всю историю геологического развития Западно-Сибирской плиты мезовал трижды подвергался существенным структурным перестройкам, которые пришлись на нижний-средний триас; верхнюю юру - нижний мел и верхний мел – нижний палеоген. Это выразилось сложном тектоническом строении площади месторождения, которая разбита серией горст-грабеновых структур.
Ориентация основных структурных элементов в пределах Восточно–Мессояхского месторождения перпендикулярна направлению простирания самого поднятия и имеет северо-восточное направление. Серия дизъюнктивных нарушений имеет большие углы падения, которые увеличиваются к центру структуры [1, 40]. Наибольшее количество структурных изменений приходится на конечные стадии тектонической активности района, с которыми связано и появление вторичных минеральных парагенезисов [263, 267, 394]. Южная часть Гыданского полуострова характеризуется наличием в разрезе осадочного чехла большого количества нефтегазовых комплексов. В районе Мессояхской группы месторождений таких комплексов насчитывается восемь: от нижнеюрского до верхнемелового. Подавляющий объем вторичной цеолитовой минерализации приурочен к определенному стратиграфическому интервалу, соответствующему нижней части суходудинской свиты.
В основу построения концептуальной модели формирования продуктивных отложений суходудинской свиты легли данные керна и каротажа скважин, пробуренных в 2009-2017 гг. Анализ данных показал, что коллектора формировались на границе «море-суша» с преобладанием фаций дельтового комплекса (рисунок 2.15).
Состояние разработки залежей, затронутых процессами выщелачивания и вторичного минералообразования
Одной из основных особенностей объектов, осложненных процессами выщелачивания, является наличие пропластков с очень хорошими ФЕС, что в процессе разработки приводит к быстрой обводненности скважин [27, 269, 315, 365]. Как уже неоднокоатно отмечалось, в тектонически малоактивных зонах процессы вторичного минералообразования не оказывают существенного влияния на изменение ФЕС. Негативные влияния на процессы разработки выражаются в выносе большого количества продуктов вторичного минералообразования в виде механических примесей в призабойную зону пласта. Разные ФЕС пород по вертикали, большой разброс значений проницаемости (10-1500 10-3 мкм2), вкупе с разной песчанистостью (0.35-0.65) и высокой расчлененностью (2-9) сильно осложняют разработку таких объектов [206, 208, 209, 210, 211, 289, 311].
Крапивинское месторождение введено в полномасштабную разработку в 2001 году и находится на третьей стадии разработки. На Томской части месторождения реализуются пятиточечная и девятиточечная системы на квадратной сетке разбуривания, на Омской части – семиточечная система на трехугольной сетке разбуривания.
С 1997 по 2001 гг. в пределах Северной залежи месторождения проводились работы по определению наиболее эффективных технологий добыли УВ. Результатом этих работ явилась реализация площадной семиточечной системы вытеснения с расстоянием между скважинами 1000 м и пробного участка с расстоянием между скважинами 500 м.
Основной причиной преждевременной обводненности добывающих скважин является, прежде всего, высокая послойная и зональная неоднородность коллектора, выявленная с помощью индикаторных закачек. С 2002 г. на 32 нагнетательных скважинах проведены промысловые исследования по закачке меченой жидкости в пласт Ю13. Анализ результатов индикаторных исследований показал, что система вытеснения для каждого участка залежи должна быть избирательной и формироваться после тщательного изучения его гидродинамической обстановки.
Еще одной причиной преждевременного обводнения добывающих скважин является запоздалое формирование системы ППД при вводе залежей в разработку. Полученные на основе гидродинамического моделирования результаты позволили сделать выводы о том, что для повышения эффективности сложившейся системы разработки необходимо своевременное формирование системы ППД и проектной системы разработки с минимальным использованием нагнетательных скважин для отработки на нефть.
С помощью промыслово-геофизических исследований установлено, что из-за высокой послойной неоднородности средний коэффициент работающих толщин на добывающих скважинах составляет около 0.4, коэффициент охвата воздействием составляет около 0.3. Коэффициенты работающих толщин и охвата воздействием значительно меньше единицы и для их увеличения необходимы мероприятия по комплексной обработке призабойной зоны скважин.
Основными причинами сложившейся ситуации ряд авторов [8, 28, 86] считает:
наличие прослоев пород-коллекторов с высокими ФЕС;
формирование системы вертикальных трещин при проведении операций ГРП за счет значительного изменения объемов закачки;
трещины естественного происхождения и заколонные перетоки.
Другие авторы [133, 136, 137, 216] высказывают мнение, что при длительной эксплуатации залежей такого типа вследствие природных и техногенных факторов может происходить существенное изменение емкостных свойств коллектора.
Помимо обозначенных выше геологических причин в работах [107, 223, 224] отмечается, что выработку запасов на таких объектах затрудняют факторы, связанные с энергетическим состоянием эксплуатируемых объектов, свойствами УВ сырья и эффективностью реализуемых систем разработки. В случае эксплуатации коллектора с низкими ФЕС при значительном увеличении депрессии выше критической дебит скважин начинает падать, что связано с влиянием техногенных процессов, таких как деформации и кольматации.
Анализ имеющихся материалов говорит о том, что можно согласиться со всеми вышеперечисленными причинами: результатом преждевременного обводнения фонда скважин являются как геологические, так и технологические факторы [244, 254, 255, 261, 269]. Если геологические факторы не поддаются корректировки, то технологических факторов необходимо стараться избегать более щадящими режимами разработки.
На 01.01.17 г. на Крапивинском месторождении в пределах Северной залежи реализуется приконтурное заводнение и пятиточечная площадная система разработки. По ряду причин на основной части залежи данная система разработки пока не реализована, а эксплуатация осущевствляется по разреженной сетке 700х700. Данную систему разработки следует считать промежуточной. Сведения по основным показателям разработки нефтяного объекта Ю1 Крапивинского месторождения представлены на рисунке 4.3.
В 2007 года по той же сетке (500х500 м.) начата разработка Центральной залежи Крапивинского месторождения. Существующими проектными решениями в пределах Южной залежи окончательный вариант разработки предусматривает площадную девятиточечную систему с последующей трансформацией в пятиточечную, в пределах Восточной залежи – площадную пятиточечную. Разработка месторождения характеризуется стабильной эксплуатацией. На протяжении большого временного интервала сохранились высокие уровни добычи жидкости. Накопленная добыча нефти на 01.01.2017 г. составила 18199 тыс. т. и растворенного газа 737 млн. м3.
Западно-Лугинецкое месторождение промышленно разрабатывается с 2006 года. В настоящее время месторождение находится на стадии разбуривания продуктивных залежей. В 2010 году на месторождении организована система ППД. Поддержание пластового давления осуществляется путем закачки подтоварной воды в продуктивные пласты. На 01.01.2017 г. по нефтяному объекту действующий фонд добывающих скважин насчитывает 12 единиц, все скважины эксплуатируются с помощью ЭЦН. Анализ распределения показал, что 50 % фонда действующих добывающих скважин эксплуатировались в 2014-2016 годах с низкими дебитами по нефти. Это связано с высокой обводненностью продукции в первые месяцы эксплуатации, причиной которой является, в основном, прорыв воды по трещинам гидравлического разрыва пласта (ГРП). Начальное пластовое давление по объекту составляло 246 атм., давление насыщения – 104 атм. Заметное снижение уровня пластового давления начинается с 2008 года вместе с активным вводом скважин из бурения и отборами жидкости.
Результаты практического применения адресных технологий обработки скважин на залежах с измененной структурой порового пространства
На Чатылькинском месторождении было рекомендовано выполнение мероприятий по выравниванию профиля приемистости (ВПП) нагнетательных скважин. Успешность мероприятий составила 80 %, удельная эффективность 0.98 тыс. т. на одну операцию, средняя продолжительность эффекта 85 суток. После проведения мероприятий были отмечены следующие изменения в работе скважин:
В течение трех месяцев падение дебита нефти на скважине №5Г прекратилось, дебит установился на уровне 54 т/сут., длительность эффекта составила 91 день, дополнительная добыча - 0.4 тыс. т.
На скважине №7Г падение дебита было замедлено в 2 раза (с 4 % до 2 % ежемесячно), длительность эффекта составила 61 день, дополнительная добыча нефти 0.5 тыс. т.
На скважине №43Г после проведение операции наблюдалось увеличение дебита нефти, который вырос на 10 %, длительность эффекта составила 65 день, а дополнительная добыча нефти 1 тыс. т. (рисунок 5.4).
После проведения мероприятия на скважине №2Г увеличение дебита нефти составило более 15 %, длительность эффекта 40 дней, дополнительная добыча нефти 1 тыс. т. (рисунок 5.5).
На следующий месяц на добывающей скважине №42Г отмечается прирост дебита нефти, однако при этом был изменен режим работы (снижено Рзаб), поэтому данный эффект может быть обусловлен как ВПП, так и снижением забойного давления.
Успешность проведения мероприятий по ВПП составляет около 80 %, дополнительная добыча нефти составляет 4.9 тыс.т., удельная эффективность 0.98 тыс.т. на одну операцию, средняя продолжительность эффекта 85 суток.
Начальный период применения технологий ВПП на Новогоднем месторождении, который пришелся на 2006-2011 гг., характеризуется значительными объемами работ (22 обработки за весь период), опытно-промышленным испытанием множества технологий, выбора наиболее эффективных и ростом дополнительной добычи нефти. В период 2012–2016 гг. происходит значительное уменьшение объемов, а также падение удельной дополнительной добычи нефти. Анализ эффективности работ показывает, что естественное снижение удельной эффективности работ ведет к падению дополнительной добычи нефти.
Начиная с 2006 года на Новогоднем месторождении было выполнено 25 мероприятий по ВПП, где использовались различные технологии – ГОС, ВДПС, ВДПС+ГОС, СКС+СПС, СКС+ВУС, ЩПСК. Особенно эффективными показали себя технологии ГОС, ВДПС и СКС+СПС, СКС+ВУС. На рисунках 5.6-5.7 показано распределение удельной эффективности по месяцам в зависимости от применяемой технологии.
Из графиков видно, что наиболее подходящими для условий Новогоднего месторождения технологии ГОС, ВДПС+ГОС и СКС+ВУС, но большая вероятность неуспешности некоторых обработок в связи со сложным геолого-промысловым состоянием данных участков.
За последние три года на Новогоднем месторождении проведено всего три мероприятия по ВПП, дополнительная добыча нефти составила 1.5 тыс. т. при средней удельной эффективности 0.4 тыс. т. на одну операцию.
На Крапивинском месторождении в 2012-2014 гг. было проведено 6 операций по ВПП с использованием технологий МСПС, прирост к базовой добыче составил 6.7 %, среднее снижение обводненности продукции после проведения ГТМ – 3 %, снижение попутно добываемой воды – 26.1 тыс.т., дополнительная добыча за счет снижения обводненности – 2.5 тыс. т.
Удельная эффективность после применения технологии МСПС на Крапивинском месторождении показана на рисунке 5.8.
Успешность повторных проведений мероприятий по ВПП связано с предварительной перфорацией на вышележащий пласт Ю12, в том числе и на нагнетательных скважинах. Это привело к повышению послойной неоднородности для перфорированных интервалов.
Мероприятия по выравниванию профиля приемистости в рамках опытно-промышленных работ были проведены на скважинах №№ 555, 222Р, 483, 474, 480 и 552. Применялись технологии ГКО+СПС, ГКО+ЭС+СКО, объемы композиций составляли от 280 до 600 м3. По итогам работ дополнительная добыча нефти составила 4.3 тыс. т., сокращение попутно добываемой воды 14 тыс. т., удельная дополнительная добыча 0.72 тыс. т.
В период 2011-2016 гг. на Холмогорском месторождении проведено 15 обработок нагнетательных скважин, на 6 из них уже повторно. Получены положительные результаты, которые показывают значительное изменение приемистости нагнетательных скважин, которое в среднем составляет 20 % (рисунки 5.9-5.10).
Из приведенных графиков видно, что наиболее подходящими под геологические условия Холмогорского месторождения являются технологии ГОС и СПС. Лучшая эффективность отмечена при применении технологии СПС, очень хорошие результаты получены при использовании «жестких» технологий ГОС. Удельная эффективность по технологии СПС в период 2011-2014 гг. составила 0.64, а технологии ГОС – 0.52.
Начиная с 2010 года на основании выданных рекомендаций было проведено более 50 скважино-операций по обработке призабойной зоны кислотными составами, дебиты нефти по которым выросли на 0.17 и 0.23 т/сут., продолжительность эффекта составила 181 сутки, 3 обработок ГКО, после применения которых дебиты нефти выросли от 0.1 до 5.2 т/сут., продолжительность эффекта составила до 363 суток, СКО было проведено 28 обработок, 4 из которых на нагнетательном фонде.
Дебиты нефти по скважинам выросли до 10.0 т/сут. Дополнительная добыча нефти составила чуть более 10 тыс.т. по скважинам текущего года и более 50 тыс.т. по скважинам текущего года плюс переходящий эффект прошлых лет, всего проведено более 60 операций, средний прирост дебита нефти – 1.0 т/сут., средняя продолжительность эффекта – более 200 дней.
Таким образом, общий объем дополнительной нефти, полученный в результате применения рекомендованных адресных технологий обработки скважин на залежах с вторичными изменениями пород-коллекторов, за период с 2011 по 2016 гг. составил 95.8 тыс. т.