ПЕРЕДМОВА 3 страница

інтенсифікації нафтогазовидобування із свердловин на рівень регулювання розробки родовищ в аспекті вирівнювання природної неоднорідності колектора, а не виправлення недоліків у підготовці свердловин до екс­плуатації внаслідок допущеного погіршення фільтраційної здатності привибійної зони і низького дебіту.

Потребує дослідження оцінка поточної ефективності систем розробки родовищ, яка передбачає позначення якості, цінності, вартості системи розробки на основі якоїсь міри, мірила - критерію. Міра може бути або якісною (типу високий - низький, довгий - короткий, ефективний - неефективний), або кількісною (типу відношення величин), але разом з тим в обох випадках щось повинно бути взятим за точку (межу) відліку. Наприклад, можна порівнювати, зіставляти з планом, проектом розробки, з показниками попередніх періодів, з аналогічними показниками інших об'єктів (родовищ, підприємств), із зарубіжними даними. Але для зістав­лення повинна бути забезпечена порівнюваність показників (однакові умови розробки, єдина кількісна оцінка, однакові періоди роботи, єдина якісна характеристика і т. д.). Критерієм економічної ефективності систе­ми розробки конкретного родовища нафти або газу слід прийняти при­буток і похідні від нього критерії. Проектні криві ефекту (зміни народно­господарського ефекту в процесі розробки покладів) залежно від коефі­цієнта нафто- чи газовилучення дають більш повну техніко-економічну характеристику будь-якого варіанта розробки покладу порівняно з такими широко застосовуваними економічними показниками, як собівартість ви­добутої нафти (газу), питомі капітальні вкладення, зведені витрати і т. д. Без сумніву, реалізований процес розробки родовища можна розглядати як один із проектних варіантів розробки (розрахований чи не розра­хований), а тому фактична крива економічного ефекту матиме характер проектної кривої. Кількісні відмінності між проектними і фактичними залежностями зумовлені тим, що для побудови перших використовують не фактичні, а нормативні дані. Відповідно фактична економічна ефектив­ність системи розробки родовища змінюється за таким же характером з роками, а, значить, з величиною коефіцієнта нафто- і газовилучення. Вона змінюється в залежності від річного видобутку нафти (чи газу), собівар­тості видобутку нафти (газу) і величини капітальних вкладень.

Дисконтований чистий народногосподарський ефект (накопичений при­буток) від розробки родовища (з урахуванням капітальних вкладень, поточ­них експлуатаційних витрат і фактора часу) характеризує фактичну поточну (на певний момент часу) ефективність процесу розробки родовища, а оскільки система розробки є формою організації процесу розробки, то він характеризує також і поточну ефективність системи розробки як здатність забезпечити деякий результат, але не в розумінні найкращий результат.

Критерій має два аспекти. По-перше, реалізований процес розробки родовища із заданою системою (як формою його реалізації), є одним із проектних варіантів (розрахованих чи не розрахованих), а якщо задана система розробки обґрунтовувалася техніко-економічно (за відомими технологічними показниками, що її характеризують, з розглядом не менше трьох варіантів розробки по кожному показнику), то цю систему розробки слід розглядати як найкращу (чи іншими словами, як опти­мальну) серед інших можливих систем розробки конкретного родовища. Звідси для техніко-економічно обгрунтованої (але не просто заданої на основі інтуіції проектанта) системи розробки поточна її ефективність полягає у повноті співпадання фактичних і проектних показників розробки. Отже, оцінка поточної ефективності такої системи розробки повинна зводитися до зіставлення основних проектних і фактичних показників розробки пласта і родовища в цілому, як це передбачає галузевий доку­мент на проектування, а також до зіставлення фактичних показників із результатами попередніх аналізів розробки, як це додатково передбачає інший галузевий документ, за похідним критерієм повноти співпадання цих показників з використанням відомих рекомендацій щодо цього. Якщо система розробки як така не обґрунтовувалася техніко-економічно, то здійснювати таке зіставлення немає сенсу.

По-друге, фактичний статистичний матеріал по економічних показ­никах (собівартість видобутку нафти чи газу, капітальні вкладення і т. д.) на практиці, зазвичай, формують (складають за затвердженими фор­мами) в цілому по підприємству (НГВУ, ГПУ), яке входить у структуру НАК і розробляє низку родовищ, без виділення окремих покладів чи родовищ, а саме вони є предметом досліджень щодо ефективності засто­сованої системи розробки (на відміну від ряду фірм, які мають ліцензії на розробку одного родовища). Отже, в даний час можемо розрахувати тільки поточний прибуток нафто- чи газовидобувного підприємства в цілому, а звідси можемо говорити про ефективність видобування вугле­воднів (нафти, газу, газоконденсату) даним підприємством, про рента­бельність (прибутковість) підприємства, про поточну ефективність засто­сованої сукупності систем розробки усіх родовищ на даному підприємстві, за похідним критерієм поточного прибутку, що, в першому наближенні (без відрахувань), є різницею між виручкою від реалізації продукції і собівартістю реалізованої продукції (нафти, газу і газоконденсату). Якщо ціни на нафту і газ вважати незмінними, чи точніше, незалежними від виробника, то для підвищення прибутку і, відповідно, поточної ефек­тивності застосованої сукупності систем розробки усіх родовищ на да­ному підприємстві необхідно збільшити накопичені (за рік) видобутки нафти і газу та зменшити собівартість.

Оскільки в даний час через відсутність диференціації економічних даних по окремих родовищах (чи покладах) щодо капітальних вкладень і поточних витрат немає змоги розрахувати накопичений прибуток чи хоч-би поточний прибуток по окремо взятому родовищу (покладу) та оцінити поточну ефективність системи розробки конкретного родовища, то формулюємо звідси надзвичайно актуальну і важливу, на наш погляд, економічно-організаційну проблему - здійснення обліку капітальних вкладень і поточних експлуатаційних витрат у розрізі окремих родовищ і покладів. її просте вирішення з використанням комп'ютерних програм обліку витрат дасть змогу у майбутньому виявляти економічну доціль­ність припинення розробки кожного окремо взятого родовища чи покладу (виведення із розробки),, виділивши його із сукупності усіх родовищ, які розробляються підприємством, за економічними показниками, а не тільки за валовим видобутком нафти чи газу, що особливо актуалізується тепер, коли ряд родовищ України ввійшли в останню фазу завершальної стадії розробки.

Тобто, оцінка поточної ефективності системи розробки конкретного родовища повинна зводитися до зіставлення основних проектних і фак­тичних показників розробки за критерієм повноти співпадання цих показ­ників, якщо проектна система розробки обґрунтовувалася техніко-еконо­мічно за чотирма технологічними показниками, які її характеризують, з розглядом не менше трьох варіантів розробки по кожному показнику. У протилежному випадку через відсутність диференціації економічних даних по окремих родовищах (покладах) щодо капітальних вкладень поточних витрат немає змоги оцінити поточну економічну ефективність. Звідси актуальною є сформульована економіко-організаційна проблема-здійснення обліку капітальних вкладень і поточних експлуатаційних витрат у розрізі окремих родовищ і покладів, вирішення якої забезпечить змогу встановлювати поточну ефективність розробки і економічну до­цільність припинення розробки (виведення із розробки) кожного окремо взятого родовища (покладу), виділивши його із сукупності всіх родовищ, які розробляються підприємством ( НГВУ, ГПУ ), за економічними пара­метрами, а не тільки за валовим видобутком нафти або газу.

Безумовно, за наявності сировинної бази це дасть змогу ефективно розвивати нафтогазовидобування в Україні.

Україна володіє знаними і конкурентно здатним виробничим, нау­ковим і, особливо, інтелектуальним потенціалом, зокрема, в нафтогазовидобуванні, що уможливлює конкурсно вибороти проекти на вико­нання робіт в інших державах (СНД, Африка, Америка, Близький і Дале­кий Схід, Європа, Прибалтика) чи брати участь у проектах інофірм, орієнтуюючись також на українську діаспору, успішно здійснювати підго-

товку фахівців для зарубіжних країн чи посилати своїх спеціалістів для виконання навчальних та наукових робіт в інші держави і т. ін. [86].

Щодо виховання еліти нафтогазової науки і виробництва теж є ряд проблем. На наш погляд, слід зберегти надбану фундаментальність нашої освіти, оскільки тільки це дає нам змогу втримуватись сьогодні на світовому рівні з технологій нафтогазовидобування. Технічні засоби швидко розвиваються, а розуміючи фізичну суть, наш спеціаліст-інженер їх легко опановує. Проблемою для викладачів і студентів є ознайомлення з найновішими технологіями й усталюванням, хоч окремі керівники наф­тогазової галузі володіють такою інформацією, проспектами і каталогами. Разом з тим варто перейняти краще із зарубіжної практики й методики високої освіти (фахова спеціалізація, комп'ютеризація, володіння багатьма мовами, менеджмент). Існує думка, що людина найкраще засвоює набуті людством знання рідною мовою (пам'ятаймо: „Якби ви вчились так, як треба, то й мудрость би була своя", Т. Шевченко). То ж загальнодержав­ної і галузевої ваги є проблема підготовки підручників і монографій дер­жавною мовою, розробка питань перекладу, творення і дефініції термінів. Відсутня в нас цілеспрямована підготовка спеціалістів вищої і найвищої кваліфікацій - магістрів, кандидатів і докторів наук - з окремих напрямків (підготовка видобуваної нафти, експлуатація горизонтальних свердловин, ремонт свердловин і т. д.), не з кожного вузького напрямку нафтогазової науки ми маємо спеціалістів найвищої кваліфікації - докторів наук.

В організаційному аспекті на часі є формування та створення екс­пертно-контрольних комісій та робочих груп з розробки конкретних родовищ по окремих районах (Охтирському, Долинському тощо) [86]. Завдання робочих груп розкрити резерви збільшення поточного видобут­ку нафти. В ці групи доцільно залучити фахівця конкретного підприємства з розробки родовищ, автора проекту розробки, науковців з геології, гео­фізики, розробки, експлуатації, економіки.

Розуміння і розширення досліджень у названих напрямках та орга­нізаційна робота безумовно дадуть змогу ефективно розвивати нафто­газовидобування в Україні, не тільки втриматись галузі на світовому ринку, але й в окремих областях бути лідером. Тоді не втратимо свого високого виробничого, наукового й інтелектуального потенціалу, а ще й виховаємо гідну галузеву і національну еліту.

Таким чином, можемо виснувати, що реалізація і вирішення комплексу проблеми інтенсифікації нафтогазовидобування та взаємопов'язаної з нею проблеми регулювання розробки родовищ на основі нового підходу до їх спільного розгляду забезпечить як збільшення поточного нафтогазови-добутку в Україні, так і підвищення кінцевого вилучення невідновлю­ваного скарбу із наших надр.

Дана монографія присвячена висвітленню сучасного стану вирі­шення одної із названих вище проблем у газо- і нафтовидобуванні -проблеми обводнення видобувних свердловин.

Монографія складається із трьох томів (глави 1-4, 5-6 і 7-9 відповідно).

У першій главі формулюється власне проблема обводнення нафто­вих і газових свердловин та характеризуються напрямки її вирішення. Для розуміння її розглянуто класифікації природних підземних вод за умовами залягання і за сольовим складом та гідродинамічну і газогідрохімічну зональність їх, джерела, причини і шляхи обводнювання свердловин, а також геологічні і технологічні фактори, які визначають причини і харак­тер обводнювання свердловин. Виділено закономірне, передчасне і ава­рійне обводнення свердловин.

Заводнення в даний час є основним методом розробки нафтових родовищ і таким залишиться в майбутньому, але під час розробки родо­вищ першочергове, випереджувальне витіснення відбувається з високо-проникного середовища (високопроникних шарів і тріщин). Обводненість продукції на перших стадіях розробки часто зумовлена передчасними некерованими проривами води у видобувні свердловини. Зменшуються охоплення пласта витісненням і нафтовилучення, знижується ефектив­ність роботи видобувних і нагнітальних свердловин, зростають витрати на непродуктивну циркуляцію води в пласті і промислових спорудах.

Обводнення свердловин може відбуватися і через низьку якість сверд­ловин як споруд.

На основі класифікації причин обводнення свердловин виділено мето­ди їх встановлення. Розглянуто методи регулювання розробки родовищ і боротьби з обводненням свердловин.

Теоретичні й експериментальні дослідження і практика розробки родовищ переконують у низькій ефективності процесів видобування нафти і газу при режимах витіснення в ускладнених умовах, пов'язаних з тріщинною і шаровою неоднорідністю продуктивних пластів. Теригенні пласти взагалі мають шарову будову. У продуктивному розрізі спосте­рігаються шари товщиною від часток метра до декількох метрів, а в середині них - прошарки від часток сантиметра до декількох санти­метрів. Тріщинуватість у тій чи іншій мірі притаманна всім гірським породам (за винятком сипких). їй властива анізотропія. Пустотний простір усіх колекторів представлено порами, тріщинами і кавернами з різним поєднанням між собою. Розміри пор і розкриття тріщин підлягають статистичним розподілам. Розкриття тріщин можуть на один-два і більше порядків перевищувати поперечні розміри пор. Тріщинуватість виступає як гранична неоднорідність пустотного простору, як гранична проникнісна неоднорідність, причому тонкошарові пропластки є більш тріщинуватими.

При заводненні нафтових покладів, яким притаманна природна чи штучна тріщинуватість у привибійній зоні, а також покладів з тріщи­нувато-пористими колекторами неодмінно мають місце передчасні про­риви води по окремих напрямках і обводнення свердловин. Охоплення пласта є низьким при невиправдано великій витраті дорогих агентів витіснення. При будівництві свердловин та виконанні робіт у них спосте­рігається кольматація мінеральними та вуглеводними речовинами. Спро­би тампонувати такі тріщини рідинними матеріалами (геле-, осадо-, і емульсієутворювальними речовинами), як у глибині пласта, так і у приви­бійній зоні не дають бажаних результатів.

Тріщинуватість виявляє позитивний і негативний вплив на процеси нафтовилучення. Негативну роль високопродуктивних тріщин виявлено під час застосування методів підвищення нафтовилучення, що зумовлено прориваннями дорогих витіснювальних агентів, у ході розробки нафтових родовищ тепловими методами, у ході розробки газових і газоконден­сатних родовищ в умовах пружноводонапірного режиму. Кінцевий коефі­цієнт нафтовилучення з тріщинувато-кавернозно-пористих і тріщинувато-кавернозних пластів на 25-30% є меншим, ніж з аналогічних родовищ з пористими колекторами.

Фізичні основи процесу видобування нафти і газу, теорію заводнення тріщинувато-пористих пластів достатньо розроблено для випадку відсут­ності проникності матриць і однакової значини розкриття (проникності) тріщин, для моделі подвійного середовища, а в меншій мірі - з ураху­ванням випадку різного розкриття тріщин (безводний нафтовидобуток з тріщинувато-пористого середовища помітно є нижчим). Повніша модель тріщинувато-пористого середовища повинна враховувати хоч би на­явність тільки мікро- та макротріщин („потрійне" середовище). Наявність одиничних тріщин великої провідності й протяжності (до половини відстані між нагнітальними та видобувними свердловинами), що орієнтовані вздовж головної лінії потоку, погіршує показники заводнення, скорочуючи період безводної експлуатації і охоплення, особливо до моменту прори­вання води. Швидкість руху індикатора в сотні разів є більшою, ніж початкова швидкість проривання води. Індикатор фіксується в кожній із навколишніх свердловин неоднократно (періодично), що пояснюється різнотріщинуватістю породи. Проблема в розробці нафтових родовищ з тріщинуватими пластами при режимах витіснення нафти водою чи ін­шими агентами полягає в керуванні процесами видобування нафти, яке повинно забезпечувати зменшення чи усунення негативного впливу високопровідних тріщин.

Перспективним напрямком зменшення об'ємів супутно видобутої води і підвищення ефективності розробки тріщинувато-пористих пластів

є висвітлена в даній роботі технологія, яка основана на ідеї вирівнювання проникнісної неоднорідності колектора і яка дає змогу повністю або частково виключити високопровідні тріщини з процесу фільтрації. Аналіз і осмислення робіт в областях ізоляції припливу пластових вод, регулю­вання профілю приймальності, селективного діяння на привибійну зону, боротьби з поглинанням під час буріння свердловин, підтримування пластового тиску запомповуванням вод, які містять механічні домішки, і вирівнювання швидкостей переміщення водонафтового контакту дали нам змогу сформулювати робочу гіпотезу інтенсифікації процесів нафто-газовидобування з неоднорідних пластів шляхом застосування вільно-дисперсних систем.

Розглянуто класифікації ремонтно-ізоляційних робіт (PIP) за призна­ченням, за вимогами раціонального природокористування, селективні і неселективні методи ремонтно-ізоляційних робіт, а також засади вибору технології PIP і тампонажних (ізоляційних) матеріалів.

У другій главі розглядається характеристика ізоляційних (тампо­нажних) матеріалів (реагентів), які набули найбільшого використання, а також матеріалів, котрі, на думку авторів даної роботи, можуть бути основою для створення досконаліших композицій з метою отримання ізолювального (тампонувального) матеріалу, що закупорює пористе середовище, тріщини, канали припливу води і т. д. Подано класифікації тампонажних матеріалів за ступенем їх дисперсності, за механізмом закупорювальної дії, за взаємодією з пластовими флюїдами, за фізико-хімічним складом, за функціональними можливостями.

Виділено і детально описано неорганічні твердіючі тампонажні це­менти і розчини, твердіючі в'яжучі тампонажні матеріали на основі органічних речовин, гелеутворювальні тампонажні суміші, суспензійні наповнювачі. Розглянуто фізико-хімічні властивості, у т. ч. і закупо­рювальну здатність кожного матеріалу, умови приготування і викори­стання, регулювання властивостей, вимоги до ізоляційних матеріалів і їх розчинів (суспензій), тампонажні цементи із сировинних ресурсів України.

У третій главі висвітлено різні способи виконання водоізоляційних робіт у свердловинах з відключення окремих пластів, усунення негерметичності цементного кільця за експлуатаційною колоною та ізоляції підо­шовної води, відключення окремих обводнених інтервалів пористого пласта (з виділенням селективних методів ізоляції), нарощування цемент­ного кільця за обсадною колоною труб, а також практичні розрахунки цементування свердловин. Стосовно кожного виду робіт подано у табли­цях рекомендований вибір технологій (способів) ремонтно-ізоляційних робіт і тампонажних матеріалів у залежності від варіантів сукупностей різних геолого-технічних умов у свердловинах. Описано із конкретними

прикладами методи виявлення і дослідження джерел і каналів обводнення свердловин.

Традиційним напрямком боротьби з обводненням свердловин є засто­сування цементних розчинів [Єгер, 2000]. Обмеження припливу води за часткового обводнення пласта по товщині застосуванням цементних роз­чинів внаслідок короткотривалості ефекту недоцільне. Тампонажні суміші на основі в'яжучих матеріалів (цемент, гіпс, глина) не дають бажаного ефекту у зв'язку з наявністю в них дисперсної фази і, як наслідок, неспро­можністю заповнювати дрібні пори та мікротріщини в обводнених про­шарках [234]. Створення водоізоляційних екранів в обводненій частині нижнього пласта тампонажними матеріалами, що фільтруються в пори, з наступним цементуванням є успішним і ефективнішим, ніж без наступ­ного цементування. Ефективнішими (без цементування) матеріалами є такі, які глибше проникають у пласт (наприклад, нафтосірчанокислотка суміш, гіпан, поліакриламід).

Найефективнішими із робіт з повного відключення обводненого пласта є роботи з відключення нижнього пласта, особливо створення водоізоляційних екранів з наступним цементуванням. Результативними є технології з застосуванням гіпану (пласти з високомінералізованою во­дою) або нафтосірчанокислотної суміші чи смоли ТСД-9 (пласти із слабкомінералізованою водою).

Проблемою залишається відключення середніх і верхніх обводнених пластів внаслідок відсутності селективних ізоляційних матеріалів, які давали б змогу створювати екрани в пласті, які тривалий час протидіяли б високому напору води. Тут, поки що, ефективнішими є технічні пристрої (летючки, розбурювані пакери, перекривачі).

Четверта глава - це опис ремонтно-лагодильних робіт з лагодження дефектів експлуатаційної колони і усунення негерметичності обсадних труб. Розглянуто причини утворення і методи виявлення дефектів, визна­чення затрубних перетікань флюїдів та негерметичності обсадної колони, гідродинамічні і промислово-геофізичні дослідження свердловин та об­стеження стовбурів, способи і технології лагодження дефектів і усунення негерметичності обсадної колони.

П'ята глава присвячена розробці наукових основ управління між-свердловинними потоками флюїдів і способів створення міжсвердловинних потоковідхилювальних бар'єрів.

У даній главі реалізовано сформульований вище напрям підвищення нафтогазовилучення вирівнюванням проникнісної неоднорідності тріщин-ного колектора шляхом використання вільнодисперсних систем.

Вільнодисперсна система містить у собі середовище і дисперговану в ній фазу. Дисперсна система може характеризуватися реологічними

властивостями, хоч дисперсійне середовище само по собі є ньюто-нівською рідиною. Вільнодисперсні системи підрозділяємо на ультра-мікрогетерогенні (розмір частинок становить 0, 001-0, 1 мкм), мікро-гетерогенні (0, 1-10 мкм), мікродисперсні (10-100 мкм), тонкодисперсні (0, 1-1, 0 мм), грубодисперсні чи гранульовані (1, 0-10 мм) і великозернисті (10-100 мм). Дисперсність і концентрація дисперсної фази зумовлюють фізико-хімічні і гідромеханічні властивості дисперсних систем.

Дисперсна тверда фаза може входити тільки в ті канали, поперечний розмір яких є більшим розміру її частинок. Дисперсна система на відміну від рідинних агентів (навіть таких, що утворили пізніше гелі і осади) дає змогу вибірково діяти на канали потрібного розміру. Підбираючи фрак­ційний склад частинок дисперсної фази, можна забезпечити надходження дисперсної фази тільки в тріщини (чи пори) потрібного розміру. Реологічні властивості підсилюють природне розділення вибіркового надходження її у високопровідні канали, які самі це розділення здійснюють.

Спорадична промислова практика робіт з ізоляції припливу пластових вод, регулювання профілю приймальності і створення потоковідхилюваль­них бар'єрів без урахування конкретної щільності статистичного розподі­лу фільтраційних каналів пласта за розмірами (порометричної характерис­тики колектора) і ступенем дисперсності твердих частинок суспензії не мала строгої наукової основи. Тріщини можуть поширюватися на великі відстані в глибину пласта. Поглинальні і ті, що віддають нафту, товщини пластів складають малу частку від нафтогазонасичених товщин. Тех­нології на основі застосування дисперсних систем забезпечують як діяння на привибійну зону, так і вирівнювання проникнісної неоднорідності на від­стані від свердловин у глибині пласта (у міжсвердловинних зонах). Оскільки вони скеровані на зменшення проникнісної шарової і тріщинної неоднорідностей, то тим самим забезпечують підвищення нафтовилучення.

На основі запропонованої моделі розгалужених вертикальних тріщин встановлено, що кольматація вертикальних тріщин твердими частинками дисперсної системи можлива внаслідок седиментаційного осідання (вспли-вання), защемлення їх у звуженнях, а також у результаті замулювання (намивання) за рахунок зменшення швидкості радіального потоку внас­лідок розгалуження тріщин.

Для підбору суспензій нами розроблено геометричний (структурний), концентраційний, гідродинамічний, вартісний і технологічні критерії.

Сформульовано і обґрунтовано геометричний критерій, який повинен бути покладеним в основу вибору (з багатьох існуючих на практиці) чи створення нових дисперсних систем, котрі приймаються для вибіркового, керованого тампонування високопровідних тріщин тріщинувато-пористого пласта, а також гідродинамічний критерій. Запропоновано і розроблено

ймовірнісно-статистичну модель, яка дає трактування геометричного критерію - надходження частинок у тріщини і відсутність кольматації пор матриці з урахуванням щільності статистичного розподілу розмірів час­тинок, пор і тріщин.

Геометричний критерій являє собою ймовірність відсутності коль­матації пор і малопровідних тріщин та проникання частинок суспензії у високопровідні пори і тріщини. Звідси визначається необхідний розмір (діаметр) частинок і статистичний розподіл (розмах, вміст певних фракцій) дисперсної фази суспензії. Введено поняття надійності (коефіцієнта корек­тування проникностей тріщин і пор) і повноти тампонування тріщин певного розміру керованими дисперсними системами. Під керованими розуміємо такі дисперсні системи, які саморозподіляються в канали пласта заданого розміру в результаті попереднього вибору відповідного фракційного складу. Запропоновані залежності дають змогу прогнозувати процес тампонування, а самому процесу надати властивостей вибірковості і керованості.

Концентраційний критерій проникання суспензій у пористе середовище представлено нерівністю, яка вимагає, щоб кожна частинка суспензії мала свій фільтраційний канал. Звідси виводиться значина допустимої концентрації частинок суспензії. Виконання гідродинамічного критерію нульової плавучості, чи близької до неї, дає змогу здійснити перенесення частинок на великі відстані у міжсвердловинні зони незалежно від швид­кості потоку. Важливими є також вартісний і технологічні (пропомповуваність, стабільність властивостей тощо) критерії.

Створено математичну модель процесу кольматації вертикальних тріщин пласта дрібнодисперсними системами при одновимірному і радіаль­ному потоках. Показано, що складний процес утворення зернистого шару в багатьох тріщинах пласта можна звести до процесу сорбції дисперсної фази тріщинуватим середовищем з нелінійною ізотермою Ленгмюра. Експериментально на базі фізичного моделювання вивчено процес пере­несення гранул у тріщині й утворення зернистого шару, обґрунтовано кінетичне рівняння кольматації тріщин. Розв'язано задачу нелінійної, ра­діальної фільтрації рідини в деформівному тріщинувато-пористому пласті, що дало змогу оцінити радіус зони можливого тампонування тріщин пласта.

Виконано дослідження з оцінки впливу різнотріщинуватості пласта на процес заводнення та повноти витіснення нафти в залежності від ступеня тампонування тріщин і місця встановлення бар'єру, фізичне моделювання процесу утворення зернистого шару в тріщині, дослідження тампонажних властивостей деяких дисперсних матеріалів (пом'якшувача, полістиролу, полівінілового спирту), розглянуто тампонування високопровідних тріщин пласта під час впровадження відомих методів підвищення нафтовилучення, а також сформульовано вимоги до дисперсних систем.

Підібрано ефективні суспензії на основі різних матеріалів (полімерів, вуглеводнів, гранульованого магнію і т. інш.), кожному з яких визначено область раціонального застосування в залежності від їх природи і власти­востей, фільтраційних і термобаричних умов колектора, поставленої мети (регіональне чи локальне діяння, поодиноке чи системне діяння, потоко-скеровування чи ізоляція).

Скерування потоків здійсниме створенням потоковідхилювальних (потокоскеровувальних) бар'єрів у міжсвердловинних та привибійних зонах пласта, у т. ч. локальною ізоляцією (обмеженням) припливу пласто­вої води, вирівнюванням профілів припливу і нагнітання, а також зміною напрямків фільтраційних потоків, організацією осередкового заводнення, перерозподілом відборів і запомповувань між свердловинами. Пере­розподіл доцільно створювати підвищенням продуктивності привибійних зон (з позицій регулювання розробки покладу, а не збільшення поточного дебіту окремо взятої свердловини), зміною режимів роботи окремих видобувних і нагнітальних свердловин (збільшенням відборів-нагнітання аж до форсування або обмеженням аж до зупинки) [Бойко, 1995].

Розроблено фізико-гідродинамічні основи і нові технології, які дають змогу керувати потоками витіснювальних рідин.

Технологічні схеми передбачають створення потоковідхилювальних бар'єрів у міжсвердловинних і привибійних зонах пласта, здійснення різних водоізоляційних робіт у свердловинах.

Запропоновано і розроблено ряд способів вибіркового, керованого тампонування стосовно до конкретних умов. По одному з них передба­чається введення дисперсного матеріалу в потік запомповуваної води із суміщенням у часі нагнітання води і створення потоковирівнювального бар'єру. Спосіб реалізується з використанням пом'якшувача. Запропо­новано також доставку дисперсного матеріалу в пласт здійснювати за схемою гідравлічного розриву пласта системно в нагнітальну і навколишні високообводнені видобувні свердловини, а відбирання здійснювати за де­пресій тиску, які перевищують депресії перед тампонуванням тріщин. За­пропоновано технологію тампонування окремих мегатріщин з використан­ням частинок різної дисперсності. З урахуванням температурного стану пласта запропоновано спосіб, який після тампонування передбачає на­ступне запомповування теплоносія. Розроблено методику прогнозування здійснення технологічного процесу, яка включає оцінку розміру зони тампонування, тиску запомповування дисперсної системи і можливого приросту нафтовидобутку.