Геолого-технологическое обоснование и прогнозирование применения глинокислотных обработок призабойной зоны пласта

• Автор: Щербинина, Наталья Викторовна
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2004
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 149 с. : ил.

1.1. Основные методы обработки призабойной зоны скважин терригенных коллекторов

1.2. Анализ и обобщение накопленного опыта по обработке призабойной зоны скважин методом ГКО
1.3. Современное состояние внедрения методов обработки призабойной зоны скважин терригенных коллекторов и интенсификации добычи нефти
1.4. Выводы
Глава 2. Геологофизические характеристики и текущее состояние разработки нефтяных месторождений

2.1. Основные черты геологического строения исследуемых

объектов разработки

2.1.1. Геологические особенности строения Самотлорского

нефтяного месторождения

2.1.2. Геологические особенности строения Суторминского

нефтяного месторождения

2.1.3. Геологические особенности строения НовоЕлховского
нефтяного месторождения
2.2. Сравнительный анализ состояния разработки терригенных залежей
2.2.1. Текущее состояние разработки Самотлорского нефтяного месторождения.
2.2.2. Текущее состояние разработки Суторминского нефтяного месторождения.
2.2.3. Текущее состояние разработки НовоЕлховского нефтяного месторождения.
2.3. Выводы
Глава 3. Результаты лабораторных исследований глинокислотного воздействия на породы коллектора терригенных пластов
Западной Сибири и Татарии
3.1. Оценка изменений порометрических характеристик породколлекторов Суторминского месторождения при их взаимодействии с раствором глинокислоты.
3.2. Оценка изменения фильтрационноемкостных и физикохимических свойств породколлекторов Суторминского месторождения
при их взаимодействии с раствором глинокислоты
3.3. Оценка изменений порометрических характеристик породколлекторов НовоЕлховского месторождения при их взаимодействии с раствором глинокислоты.
3.4. Выводы.3
Глава 4. Геологостатистическое моделирование эффективности глинокислотных обработок призабойной зоны скважин
4.1. Геологостатистическое моделирование эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных пластов Самотлорского месторождения.
4.2. Геологостатистическое моделирование эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных пластов НовоЕлховского месторождения.
4.3. Выводы
Глава 5. Геологоматематическое моделирование эффективности глинокислотного воздействии на призабойную зону
скважин терригенных пластов
5.1. Прогнозный расчет эффективности проведения глинокислотных обработок на НовоЕлховском месторождении, пласт Д.
5.2. Прогнозный расчет эффективности проведения глинокислотных обработок на Самотлорском месторождении месторождении,
пласт АВ.
5.3. Прогнозный расчет эффективности проведения глинокислотных обработок на Самотлорском месторождении, пласт БВю
5.4. Геологостатистическое обоснование выбора скважин под
обработку их призабойных зон глинокислотой
Заключение.
Список использованных источников


Глинокислотные растворы
приготовлялись из плавиковой кислоты и бифторида аммония, представляющего собой смеси солей бифторида гидрофторида аммония НН4РНР и фторида аммония ЫН4Р . Отечественные руководящие документы РД Р Технология обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин реагентом КОП1 и РД Р0 Технология применения специального кислотного состава для воздействия на призабойную зону скважины в терригенных коллекторах также рекомендуют использовать глинокислоту для восстановления проницаемости глинизированных полимиктовых песчаников . На месторождениях Нижневартовскнефтегаз проводились скважинооперации по глинокислотному воздействию на ПЗП. Но в результате недостаточного учета особенностей литологопетрофизических свойств обрабатываемых коллекторов успешность составила . На Ватьеганском месторождении применяется несколько видов глинокислотных обработок ПЗП глинокислотные ГКО, глинокислотные с добавлением гидрофобизаторов, в качестве которых используются катионоактивные ПАВ, например реагент ИВВ1 ГКО и ГФ гидрофобизирующие составы на основе углеводородных растворителей, содержащих гидрофобизаторы типа ИВВ1 или ДОН ГФ. Для распознания образов успешных и неуспешных результатов кислотных обработок формировались обучающие выборки, включающие от до скважин с известными результатами обработок. В качестве анализируемых факторов рассматривались дебит по нефти, обводненность скважин, коэффициенты неоднородности, пористости, проницаемости, нефтенасыщенности пласта и т. В условиях Ватьеганского месторождения для комплексного метода ГКО и ГФ наиболее значимым оказался удельный дебит нефти 1 м нефтенасышенной толщины пласта.