«Advances in Science and Technology» XVIII международная научно-практическая конференция 31 января 2019 Научно-издательский центр «Актуальность. Рф»

METHODS FOR DETERMINING SPECTRAL CLASSIFICATORS OF PHOTO-ANOMALY
OF CHANNELS OF DEEP THERMAL–MASS TRANSFER
Azimov B. G., Rakhmonova N. O., Nurmetova G. R., Kodirova L. O., Faizullaeva M. Sh.,
Mamatkarimov M. A.
Tashkent State Technical University, Tashkent, Uzbekistan
An innovative technology has been developed for mapping oil and gas promising areas that are
formed under the influence of channels of deep heat and mass transfer
Keywords: innovative technology, mapping, oil and gas promising areas, channels of deep heat
and mass transfer, spectral geological images, classifiers of mineral areas
144

---

УДК 622.276.342
АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ОПЗ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ПЛАСТА ЮС
1
1
ФАИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ УГЛЕВОДОРОДНЫХ
РАСТВОРИТЕЛЕЙ И КИСЛОТНЫХ СОСТАВОВ
Бурдуковский Г. А., Кориков Д. А., Жерж К. И., Хаернасов Э. К.
Тюменский индустриальный университет, Тюмень, Россия
Изучены результаты добывающих скважин Фаинского месторождения. Обсуждается
обработка призабойной зоны пласта добывающих скважин кислотными составами.
Ключевые слова: Призабойная зона пласта, углеводородный растворитель, кислотные
составы, геолого–технические мероприятия
Одной из наиболее актуальных проблем в нефтегазовой отрасли является эффективная
разработка низкопроницаемых залежей юрских отложений. При этом выбор наиболее эффек-
тивных технологий может быть сделан на основании анализа геолого–промысловых и лабора-
торных данных, а также анализа ранее проведенных мероприятий с учетом палеофациального
генезиса пород–коллекторов в районе проведения геолого–технических мероприятий (ГТМ).
Указанный подход был применен авторами для анализа ГТМ, проведенных на нагнетательных
скважинах объекта ЮС
1
1
Фаинского месторождения с использованием агентов кислотного
типа [1]. В условиях низкопроницаемого высокотемпературного полимиктового коллектора
эффективность геолого–технических мероприятий, включающих использование кислотных
агентов, несомненно, зависит от фациальной принадлежности геообъекта. Это объясняется вы-
сокой чувствительностью типа кислотного воздействия к минералогическому составу пород,
который определяется условиями осадконакопления [2]. Для учета влияния геологических осо-
бенностей залежи на эффективность рассматриваемых ГТМ в работе [1] была проведена па-
леофациальная реконструкция объекта ЮС
1
1
и выделены 3 палеофациальные зоны: отложений
вдольбереговых регрессивных баров, вдольбереговых и разрывных течений; пляжей. Для каж-
дой фации были выполнены расчеты технологической эффективности ГТМ, включающих
закачку в нагнетательные скважины комплексного кислотного состава (КОПЗП) и гелеобразу-
ющего реагента РВ-ЗП-1. Анализ результатов показал, что при кислотном воздействии на пласт
палеофациальный генезис пород–коллекторов оказывает определяющее влияние на эффектив-
ность проводимых ГТМ. При этом на объекте ЮС
1
1 
использование кислотных составов наибо-
лее целесообразно на нагнетательных скважинах, расположенных в зонах развития отложений
вдольбереговых и разрывных течений, которые характеризуются максимальными фильтрацион-
но–емкостными свойствами и однородным строением геологического разреза.
В настоящей работе рассмотрено влияние палеофациального генезиса пород–коллекторов
на эффективность обработок призабойной зоны пласта добывающих скважин объекта ЮС
1
1
с
использованием углеводородных растворителей и кислотных составов.
Обработка призабойной зоны пласта добывающих скважин углеводородными растворите-
лями
Для обработки скважин с целью интенсификации добычи нефти использовались аромати-
ческие нефрасы («Нефрас А» 120/200, «Нефрас А» 150/330) или их смеси с прямогонными
нефтяными дистиллятами. Всего проведено 82 скв. — опер. Апробированы следующие техно-
логии обработок ПЗП: нефрасом с продавкой его в пласт, с депрессией и с депрессией и допол-
нительной закачкой оторочки глинокислоты. Выделенные палеофациальные зоны объекта ЮС
1
1
значительно отличаются условиями осадконакопления, структурой порового пространства,
фильтрационно–емкостными свойствами и, как следствие, адсорбционными свойствами пород,
145

---

поэтому степень проявления указанных осложнений (образование водонефтяных эмульсий, от-
ложение АСП) в ПЗП скважин рассматриваемых субфациях, несомненно, будет различной. Для
оценки влияния палеофациального генезиса пород–коллекторов пласта ЮС
1
1
на эффективность
различных технологий ОПЗ с использованием углеводородных растворителей проведены соот-
ветствующие расчеты. Эффективность ГТМ оценивалась по изменению дебита нефти и
накопленной дополнительной добыче нефти конкретной скважины данной субфациальной зо-
ны. Полученные результаты показывают, что при обработке ПЗП нефрасом наилучшие по-
казатели достигнуты на скважинах, расположенных в зоне отложений пляжей. В пределах этой
субфации другие виды работ с использованием нефраса (нефрас / депрессия, нефрас / депрес-
сия + ГКО) также более эффективны по сравнению с обработками, выполненными на скважи-
нах других палеофациальных зон. В целом при обработке ПЗП добывающих скважин углеводо-
родными растворителями более эффективна технология, включающая продавку реагента в
пласт, использование растворителей на депрессии снижает эффективность работ. Следует
отметить, что при использовании технологии «нефрас / депрессия + ГКО» на скважинах от-
ложений вдольбереговых регрессивных баров и отложений вдольбереговых и разрывных тече-
ний наблюдается значительный рост обводненности добываемой продукции, что приводит к
снижению объема дополнительной добычи нефти. Полученный результат объясняется следу-
ющим: глинокислота хорошо растворяет породы рассматриваемых отложения и при этом
воздействует преимущественно на водонасыщенные интервалы пласта, увеличивая их проница-
емость. Как следствие, это приводит к улучшению притока воды к скважине и увеличению об-
водненности добываемой продукции.
Более высокая успешность работ с использованием углеводородных растворителей на до-
бывающих скважинах, расположенных в зонах развития отложений пляжей объекта ЮС
1
1
не
является очевидной. Одной из возможных причин этого является то, что отложения пляжей ха-
рактеризуются лучшей отсортированностью породообразующих минералов и, как следствие,
более низкой адсорбционной способностью. Поэтому при закачке растворителя в пласт удале-
ние водонефтяных эмульсий и адсорбированных на породе компонентов нефти происходит наи-
более эффективно. Другим объяснением полученного результата может служить различие в
свойствах пластовой нефти. Сопоставление средних значений параметров и диапазона их изме-
нения показывает, что физико–химические свойства нефтей рассматриваемых палеофациаль-
ных зон существенно отличаются. Так, суммарное содержание асфальтенов, смол и парафинов
в нефти отложений пляжа составляет всего 5,1%, для отложений вдольбереговых регрессивных
баров это значение составляет 6,9%, а для отложений вдольбереговых и разрывных течений —
8,1% масс. При этом нефти отложений вдольбереговых регрессивных баров и отложений вдоль-
береговых и разрывных течений характеризуются повышенным содержанием смол, которое
составляет 4,1 и 5,3% масс., соответственно. Максимальное содержание смол в нефти этих фа-
ций достигает значения 7,56%, в то время как для нефти отложений пляжа оно не превышает
3,63% масс. Следует обратить внимание также на различие в значениях молекулярной массы
нефти. Для нефти отложений пляжа молекулярная масса минимальна и составляет 183 г/моль.
Различие в свойствах нефтей наблюдаются также при сравнении их технологических парамет-
ров. Нефть отложений пляжа характеризуется наименьшим значением давления насыщения
(8,31 МПа) и наименьшим газосодержанием (79,62 м
3
/т). Для нефтей других фаций значения
этих показателей значительно выше. Например, для отложений вдольбереговых регрессивных
баров газосодержание в среднем составляет 97,48 м3/т, при этом максимальное значение этого
показателя достигает 192,0 м3/т. Представляется интересным также результат сравнения плот-
ности сепарированной и пластовой нефти для различных фаций. Для нефти отложений пляжа
эта разница составляет 83,7 кг/м3, для фации вдольбереговых баровых отложений — 89,4 кг/м3,
для фации отложений вдольбереговых и разрывных течений — 100,5 кг/м3. Сравнение рассмат-
146

---

риваемых показателей указывает на то, что компонентный состав нефти отложений пляжа бо-
лее однороден, при этом содержание тяжелых компонентов минимально. В процессе добычи
такой нефти ее свойства изменяются в меньшей степени по сравнению с нефтями других фа-
ций. Следствием этого является то, что в ПЗП скважин, пробуренных в зоне отложений пляжа,
проявление негативных факторов незначительно.
Обработка призабойной зоны пласта добывающих скважин кислотными составами
При обработке ПЗП добывающих скважин использовались три основные технологии,
включающие кислотное воздействие: солянокислотная ванна (СКВ), солянокислотная (СКО) и
глинокислотная обработка (ГКО). Всего проведено 240 скв. — опер. с использованием кислот-
ных составов, включая повторные обработки и обработки, проведенные в сочетании с другими
видами ГТМ. В данной работе при оценке эффективности кислотных ОПЗ рассматривались
только действующие скважины, на которых дополнительные мероприятия не проводились. При
проведении работ вида СКВ технологический эффект получен только на скважинах отложений
пляжа. Прирост дебита по нефти составил 2,0 т/сут. В этой связи следует отметить особенность
проведения работ по установке СКВ. При стандартной процедуре выполнения работ продавка
кислотного состава в пласт не производится, а технология предназначена только для удаления
кольматирующих частиц непосредственно вблизи ствола скважины. Поэтому наиболее важным
фактором для успешного проведения работ этого вида является начальная проницаемость кол-
лектора, глинистость коллектора и минеральный состав пород имеют меньшее значение. Наи-
более высокая проницаемость у пород отложений пляжа, как следствие, на этих отложениях
наблюдается увеличение дебита скважин после СКВ. На скважинах других фаций производи-
тельность скважин после СКВ не восстанавливается. При солянокислотных обработках по-
ложительный результат достигнут на скважинах отложений вдольбереговых регрессивных ба-
ров, средняя эффективность работ составила 6,4 т/сут. По скважинам других отложений по-
лучен отрицательный эффект. Наибольшую эффективность на всех фациях показали
глинокислотные обработки — 2,9 т/сут. При этом максимальный эффект при глинокислотной
обработке скважин — 5,7 т/сут получен в зонах развития отложений вдольбереговых регрессив-
ных баров. Успешность работ составила 100%. Средняя дополнительная добыча нефти за счет
ОПЗ для скважин этих отложений превысила 400 т. Минимальная эффективность глинокислот-
ных обработок ПЗП скважин на отложениях пляжа (0,1 т/сут). Однако при этом 5 обработок из
7 были успешными, средний прирост дебита нефти по ним составил 4,1 т/сут. При использова-
нии ГКО на скважинах, пробуренных в зонах разрывных течений, средний прирост дебита неф-
ти составил 2,4 т/сут, успешность работ — 58,3%. В целом полученные результаты показывают,
что наиболее эффективно применение кислотного воздействия на ПЗП скважин отложений
вдольбереговых регрессивных баров. В среднем прирост дебита нефти на скважинах этой фа-
ции при ОПЗ составил 4,6 т/сут.
Такой результат работ может быть объяснен с учетом минералогического состава пород–
коллекторов в зонах развития различных фаций. Содержание глинистых минералов в породах
вдольбереговых регрессивных баров наименьшее по сравнению с другими фациями — в
среднем 8,76% масс. В глинах пород этих отложений преимущественно содержится каолинит (в
среднем 74%), содержание хлорита минимально (в среднем 12,9%), карбонатность пород в
среднем выше, чем в других фациях и изменяется в пределах 1,7–2,2% масс. При таком составе
пород–коллекторов в минеральных кислотах наиболее активно растворяются карбонаты и хло-
рит, что обеспечивает увеличение проницаемости призабойной зоны пласта. В то же время из-
вестно, что хлорит после обработки кислотой способен активно кольматировать поры коллекто-
ра за счет набухания и диспергирования (разрушение скелета глин), поэтому его необходимо
эффективно удалять из порового пространства. Если порода имеет повышенное содержание
хлорита, то после кислотной обработки проницаемость породы может снизиться. В породах
147

---

других фаций содержание глин, в частности, хлорита более значительно (в глинистых отложе-
ниях разрывных течений содержание хлорита достигает 55% масс.), поэтому при ограниченном
объеме кислоты, закачанной в пласт, преимущественно будет происходить набухание и
диспергирование глин, что потребует более интенсивного выноса продуктов реакций для по-
лучения положительного результата. При стандартной процедуре обработки скважин эти
процессы могут привести к снижению технологического эффекта.
Вывод: Полученные результаты показывают, что при обработке ПЗП добывающих
скважин углеводородными растворителями и кислотными составами следует учитывать осо-
бенности палеофациального генезиса пород–коллекторов и свойства пластовой нефти. При
проведении ОПЗ с использованием растворителей (нефрас) на скважинах объекта ЮС
1
1
наилуч-
шие показатели получены в зонах отложений пляжей, которые характеризуются улучшенными
фильтрационно–емкостными свойствами коллектора. При использовании углеводородных рас-
творителей предпочтительна продавка реагента в пласт, применение растворителей на депрес-
сии снижает эффективность работ. Низкая эффективность ОПЗ с использованием нефраса на
скважинах фаций вдольбереговых регрессивных баров и отложений вдольбереговых и разрыв-
ных течений вызвана более интенсивным отложением АСПО и образованием водонефтяных
эмульсий, что в свою очередь, обусловлено свойствами нефтей этих фациальных зон.