Як з’ясувалось в процесі удосконалення МДМ, аналіз одного розрахованого значення діагностичного параметра d не дає задовільних результатів через недостатньо високу точність і обмеженість часу замірів Pt і можливе перекручення КВТ, а також внаслідок неврахованого додаткового припливу флюїдів у стовбур свердловини після її припинення.

В цілому геологічні, фізичні і гідродинамічні особливості обумовлюють певний розкид значень d. Тому врешті-решт, від аналізу одного числа d перейшли до аналізу функції d(t), що значно підвищило надійність діагностики зональної неоднорідності пласта і точність розрахунку гідродинамічних параметрів.

4.4. Характеристика та аналіз методів дії на привибійну зону пласта

В міцних слабопроникних колекторах приплив газу до свердловини дуже малий не дивлячись на велику депресію на пласт. В таких випадках застосовують вплив на привибійну зону з метою штучного збільшення проникності привибійної зони пласта і це часто дає хороші результати, тому-то найбільші втрати тиску мають місце в привибійній зоні пласта.

Збільшення проникності пласта відбувається за рахунок збільшення діаметрів порових каналів, а також за рахунок очищення порових каналів від забруднення, крім того за рахунок збільшення розмірів дренажних каналів і тому подібного.

До методів збільшення проникності пласта відносяться такі методи:

Гідравлічний розрив пласта.

Соляно-кислотна обробка.

Термо- кислотна обробка.

Гідропіскоструминна перфорація.

Гідрогазопіскоструминна перфорація

Торпедування свердловини.

Застосування кавітаційно– пульсаційного методу.

Нафтові та газоконденсатні ванни.

Осушення привибійної зони пласта (шляхом нагнітання в пласт сухого газу).

Глино-кислотна обробка свердловини.

Застосування ядерних вибухів та ін.

Вибір метода впливу на привибійну зону пласта визначається пластовими умовами, а також причинами, які призвели до зменшення припливу газу до свердловини.

Суть гідророзриву пласта заключається в тому, що при закачці в пласт рідини на великій швидкості (швидкість, що перевищує швидкість поглинання рідини пластом), при цьому тиск на вибої свердловини почне наростати і при досягненні певної величини у пласті розширюються існуючі тріщини ті утворюються нові. Для того, щоб ці тріщини не зімкнулись після зменшення тиску нагнітання, їх заповнюють крупнозернистим піском, частіше всього це кварцовий пісок фракції від 0.5 мм до 2 мм. А також в глибоких свердловинах в якості розклинюючого агенту використовують більш тверді матеріали: скляні, пластмасові шари, корунд та інші. Ефективність проведення ГРП залежить від:

фізико-механічних властивостей пласта;

умов залягання пласта;

якості проведення ГРП.

Суть гідропіскоструминної перфорації (ГПП) полягає в тому, що за рахунок потоку рідини, в якому знаходяться абразивний матеріал відбувається руйнування металу труб, цементного кільця та породи продуктивного пласта. В якості абразивного матеріалу використовують кварцовий пісок, барит, гематит. При виборі рідини для проведення ГПП необхідно звертати увагу на те, щоб рідина не зменшувала продуктивність і проникність пласта, вона повинна сприяти та покращувати фільтраційні властивості привибійної зони і сприяти виносу перфораційного матеріалу. В основному використовують прісну, технічну воду з домішками поверхнево активних речовин (ПАР). Також використовують ГПП на глинистих розчинах, але їх застосовують лише при наявності в пласті великої кількості глинистих прошарків та у тому випадку, коли в пласті присутній високий пластовий тиск. Гідрогазопіскоструминна перфорація від попередньої відрізняється тим, що робоча рідина є газованою.

Перевага ГПП над іншими способами перфорації (кульової, торпедної, кумулятивної) полягає:

можна регулювати довжину і кут нахилу перфораційного отвору;

цементне кільце не руйнується і зберігає свою міцність;

краї утворених отворів в колоні рівні та гладкі;

прилади, які використовуються при ГПП прості та надійні в роботі; їх можна використовувати в свердловинах практично любого діаметра;

після ГПП можна проводити будь-які методи інтенсифікації не піднімаючи інструменту на поверхню;

довжина перфораційних каналів значно більша ніж при інших видах перфорації і може досягати до 500-700 мм при площі фільтрації каналів більшій у 20-30 разів;

при ГПП не має місце ущільнення породи в кінці перфораційного каналу.

Основним призначенням теплової дії на привибійну зону свердловини є збільшення проникності привибійної зони за рахунок розчинення на стінках пор відкладів парафіну й абсорбційно-сульфатних шарів активних компонентів нафти, таких як смоли, асфальтени, органічні кислоти. Продуктивний пласт біля свердловини нагрівається двома способами:

за допомогою нагрівача, який розташовується на вибої свердловини (елктронагрівач, газова горілка або термоакустичний нагрівач);

закачка теплоносія в пласт (насичений або перегрітий пар, гаряча вода, нафта або розчинник).

Найбільше застосування в промисловості знайшли циклічний та стаціонарний електронагрів, термоакустична та пароциклічна дія на привибійну зону. Кожний з цих методів має свою специфіку та область використання, а також має свої переваги і недоліки.

Використання кавітаційно – пульсацій них технологій очищує ПЗП за рахунок створення значних імпульсів тиску в перфораційних каналах, що детально описується в розділі 6.

Соляно-кислотна обробка пласта дає хороший результат, якщо її провести в слабопроникних карбонатних колекторах; в глинистих пісковиках дає результат застосування глино-кислотної обробки (суміш соляної та плавикової кислот HCl+HF). В щільних слабопроникних колекторах при відсутності карбонатів можна отримати хороший результат зробивши гідравлічний розрив пласта. Якщо продуктивний пласт високо проникний, то в процесі буріння свердловини в нього проникає значна кількість бурового розчину і його фільтрату: чим більша проникність, тим більше засмічування. В таких випадках може дати хороший результат глинокислотна обробка, а при відсутності суміші кислот HCl+HF, можна отримати результат застосувавши нафтову або газоконденсатну ванну.

4.5 Висновки про стан експлуатації свердловин

Експлуатація свердловин палеоцен-датського горизонта Штормового газоконденсатного родовища переходить на заключну стадію розробки, яка характеризуеться обводненням свердловин, великими втратами пластової енергії і випаданням на вибої свердловини газового