Технологический подход к выбору методов сохранения и восстановления производительности нефтяных и газовых скважин на основе комплексной диагностики

На поздних стадиях разработки месторождений поддержание продуктивности скважин осложняется многофакторным воздействием геолого-физических и техногенных процессов. Традиционный выбор геолого-технических мероприятий (ГТМ) по отдельным признакам (скин-фактор, обводненность, приемистость) не учитывает разнообразие механизмов деградации системы «пласт – призабойная зона – скважина». Изучена осчновная причина ограничения эффективности ГТМ, снижения продуктивности нефтяных и газовых скважин при воздействии на ПЗП. Выявлено, что причиной этих последствий является отсутствие комплексного учета совокупности геолого-фильтрационных, гидродинамических, физикохимических и геомеханических факторов в процессе выбора ГТМ по повышению и/или восстановлению производительности скважин, при котором решения принимались, исключительно на основе отдельных диагностических признаков. Установлено, что основанный на комплексной диагностике и обязательном установлении механизма снижения продуктивности перед назначением воздействия на продуктивную часть ПЗП инновационный технологический подход повышает эффективность выбора методов сохранения и восстановления продуктивности пластов-коллекторов (слабосцементированных коллекторов) в скважинах. Сформирована классификация механизмов деградации и технологическая матрица выбора методов сохранения и восстановления продуктивности пласта-коллектора в эксплуатационных скважинах, с учетом природы осложнений эксплуатации скважин, включая специфику слабосцементированных коллекторов. Обоснована необходимость и основа создания экспертно-аналитических систем поддержки принятия решений и повышения эффективности ГТМ, позволяющих переход к системному управлению состоянием скважинного фонда при разработке месторождений УВ. Предложен технологический подход, базирующийся на комплексной диагностике и последовательном определении доминирующего механизма снижения продуктивности. В отличие от локального устранения симптомов, подход нацелен на управление состоянием скважины как системой. Разработаны алгоритм выбора и технологическая матрица методов воздействия, учитывающие природу повреждений (кольматация, обводнение, геомеханическая нестабильность, истощение). Практическая значимость заключается в повышении эффективности ГТМ за счет обоснованного выбора технологий, соответствующего фактическому состоянию объекта, включая слабосцементированные коллекторы.

1. Клещенко И. И. , Леонтьев Д. С., Паникаровский Е. В. Технологии и материалы для ремонта скважин: учебное пособие. Москва-Вологда: Инфра-Инженерия. 2023. 348 с.

2. Ипатов А. И., Кременецкий М. И. Гидродинамические исследования скважин: методика, интерпретация, оптимизация. М.: Инфра-Инженерия, 2023. 352 с.

3. Башкирцева Н. Ю. , Бакиров Д. Л. , Хусаинов Р. Ф. , Султанов Ш. Х. Комплексный подход к диагностике причин снижения продуктивности добывающих скважин // Нефтегазовое дело. 2023. № 2. С. 66-81. DOI: 10.17122/ogbus-2023-2-66-81

4. Мустафин Р З. , Синьков А. Г, Хамидуллин Р Р Системный подход к выбору методов повышения производительности скважин на основе анализа эффективности геолого-технических мероприятий // Нефтяное хозяйство. 2022. № 8. С 48-52

5. Никонорова А. Н. , Ворон К. А., Кременецкий М. И. и др. Оценка динамики добычных возможностей нефтегазовых горизонтальных скважин с многостадийным ГРП по результатам гидродинамических исследований на основе диагностики ранних режимов течения // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 6. С. 50-56. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-6-50-56

6. Рузин Л. М., Чижов А. П. , Кустышев А. В. Технологии повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин М : Недра,2019. 280 с.

7. Сургучев М Л Вторичные и третичные методы разработки нефтяных месторождений. М. : Недра, 1985. 308 с.

8. Мирзаджанзаде А. Х. , Касумов Р А., Керимов З. Г Основы технологии добычи нефти и газа М : Недра, 2003. 880 с.

9. Гасумов РА. Обработка продуктивного пласта с низкой приемистостью при освоении малых месторождений (на примере газоконденсатного месторождения Северного Кавказа) // Нефтепромысловое дело. 2018. № 1. С. 5-11.

10. Гасумов Р Р , Осадчая И. Л. , Федоренко В. В. , Овчаров С. Н., Гераськин В. Г Очистка забоя скважин от кольматан-тов и песка при освоении скважин в условиях АНПД // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. 2017. № 4. С. 9-12.

11. Gasumov R. A., Gasumov E. R. , Veliyev V. M. Increasing the efficiency of well flushing under conditions of abnormally low reservoir pressures in the late stages of gas condensate field development // SOCAR Proceedings. 2025. No. 4. P. 099-105. http://dx.doi.org/10.5510/OGP20250401127.

12. Gasumov E. R., Gasumov R. A. Preservation of filtration and capacity properties of productive formations during their temporary isolation // Geology and Geophysics of Russian South. 2025. No. 15(2). P. 180-195. DOI: 10.46698/VNC.2025.39.56.001.

13. Chen Li, Xiaoyong Wen, Zhihao Shen, Li Li, Peng Liu, Hu Peng. Research on stimulation of injection and production capacity for single well in underground gas storage // E3S Web of Conferences. 2022. Vol. 338. No. 10-14. https://doi.org/10.1051/e3sconf/202233801014.

14. Jinyuan Xiang, Tuo Wei, Fengqing Lv, Jiuzhi Sun. Research on the Injection-Production Law and the Feasibility of Underground Natural Gas Storage in a Low-Permeability Acid-Containing Depleted Gas Reservoir // Processes. 2024. No. 12(10). P. 2240. DOI: 10.3390/pr12102240.

15. Karev V, Kovalenko Yu. Geomechanical Aspects of Operation of Underground Gas Storage //Springer. Cham. 2023. 161 p. DOI: 10.1007/978-3-031-34765-8.

16. Economides M J , Nolte K G Reservoir Stimulation 3rd ed Chichester: John Wiley and Sons. 2000. 856 p.

17. Civan F Reservoir Formation Damage: Fundamentals, Modeling, Assessment, and Mitigation 4th ed Gulf Professional Publishing. 2023. 912 p.

18. Ahmed T Reservoir Engineering Handbook 5th ed Oxford: Gulf Professional Publishing, 2019. 1520 p.

19. Dake L P Fundamentals of Reservoir Engineering Amsterdam: Elsevier, 2001. 443 p.

20. Earlougher R. C. Advances in Well Test Analysis. Richardson: Society of Petroleum Engineers. 1977. 264 p.

21. Cinco-Ley H., Samaniego F., Dominguez N. Transient pressure behavior for a well with a finite-conductivity vertical fracture // Society of Petroleum Engineers Journal. 1978. Vol. 18. No. 4. P. 253-264.

22. Fjaer E., Holt R. M., Horsrud P., Raaen A. M., Risnes R. Petroleum Related Rock Mechanics. 2nd ed. Amsterdam: Elsevier. 2008. 514 p.

23. Zoback M D Reservoir Geomechanics Cambridge: Cambridge University Press, 2011.449 p.

24. van Golf-Racht T D. Fundamentals of Fractured Reservoir Engineering. Amsterdam: Elsevier, 1982. 732 p.

25. Guo B., Liu X., Tan X. Petroleum Production Engineering: A Computer-Assisted Approach. 2nd ed. Oxford: Gulf Professional Publishing, 2017. 782 p.

26. Rueda-Cortes L. F., Torres-Cortecero B. D., Jimenez-Caballero M. A. et al. Integrative approach for formation damage diagnosis in a Colombian brownfield: a comprehensive methodology // DYNA. 2024. Vol. 91. No. 233. P. 120-129.

27. Piatkivskyi S., Stavychnyi Y. , Femiak Y. et al. Well Rehabilitation is a Promising Area for Increasing Hydrocarbon Production // Strojmcky casopis - Journal of Mechanical Engineering. 2024. Vol. 74. No. 1. P. 141-158.

28. Fanchi J. R. Integrated Reservoir Asset Management. Oxford: Gulf Professional Publishing, 2010. 352 p.

29. Lake L W Enhanced Oil Recovery Richardson: Society of Petroleum Engineers 2014. 400 p.

30. Thakur G. C., Satter A. Integrated Waterflood Asset Management. Richardson: SPE. 1998. 288 p.

31. Кравченко О. В. Водородная активация в процессах повышения проницаемости нефтегазоносных пород // Восточно-Европейский журнал передовых технологий. 2013. Т 1. № 6(61). С. 21-25.