Геология и Геофизика Юга РоссииГеология и Геофизика Юга России2221-3198Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Федеральный научный центр "Владикавказский научный центр Российской академии наук"130110.46698/v5462-5849-8970-sГеофизикаГеофизическая технология заканчивания нефтяных скважин и долговременного мониторинга их работыБудникД.А.Denis.Budnik@lukoil.comСавичА.Д.savich194@mail.ruГалкинС.В.doc_galkin@mail.ruХалиловД.Г.HalilovDG@rusgeology.ruООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», Россия, 614000, г. Пермь, ул. Ленина, 62Пермский государственный национальный исследовательский университет, Россия, 614990, г. Пермь, ул. Генкеля, 8Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Россия, 614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29ПАО «Пермнефтегеофизика», Россия, 614090, г. Пермь, ул. Лодыгина, 343012202542841Copyright (c) 2025 Геология и геофизика Юга России2025Геология и геофизика Юга России<p>Актуальность работы. Разработка технологии рационального заканчивания скважин, включающей технологические операции по вскрытию продуктивных пластов бурением, цементированию заколонного пространства, вторичному вскрытию и вызову притока из пластов, является одной из наиболее актуальных задач, обеспечивающих длительную эксплуатацию нефтяных скважин с высокими дебитами. Объединение этапов вторичного вскрытия и вызова притока в единый технологический комплекс с реализацией высокоэффективных способов перфорации скважин позволяет значительно повысить качество освоения продуктивных интервалов при кратном уменьшении времени и затрат геолого-технических мероприятий. Цель исследований. Целью работы является оптимизация процесса заканчивания нефтяных скважин путем разработки специальных взрывозащищенных глубинных приборов и геофизических грузонесущих кабелей, в состав которых помимо токоведущих жил включены оптоволоконные модули и капилляр (трубка). Методы работы. Технология предусматривает после снижения уровня бурового раствора в стволе скважины производить закачку в интервал продуктивного пласта по капиллярной трубке геофизического кабеля специальной перфорационной жидкости. Последующая перфорация на депрессии под глубинным насосом обеспечивает очистку прискважинной зоны коллектора. Разработанная технология позволяет осуществлять долговременный мониторинг параметров эксплуатации скважин на основе оптоволоконной термометрии с использованием глубинных приборов, расположенных выше прострелочно-взрывной аппаратуры. Необходимость использования глубинных приборов вызвана отсутствием в настоящее время датчиков давления и состава флюида в оптоволоконном исполнении. Результаты работ. Разработанная технология позволяет в процессе эксплуатации скважин выполнять текущие гидродинамические исследования пластов. Наличие капиллярной трубки дает возможность производить в интервал вторичного вскрытия дозированную подачу перфорационных жидкостей, приготовленных на основе поверхностно-активных веществ, что позволяет дополнительно очистить прискважинную зону пласта и повысить дебит.</p>wellsecondary drilling-ingeophysical cablecapillary tubelong-term monitoringfibre-optic distributed temperature gaugeperforating fluidскважинавторичное вскрытие на депрессиигеофизический кабелькапиллярная трубкадолговременный мониторингоптоволоконный распределенный датчик температурыперфорационная жидкость<p>Введение</p> <p>Вторичное вскрытие продуктивных пластов является одним из завершающих этапов при заканчивании скважин, выполняется, в основном, при помощи кумуля- тивных перфораторов и предшествует вызову притока флюида из пласта. В совре-</p> <p></p> <p>менных скважинах перфорация, как правило, выполняется в условиях репрессии на пласт, что способствует увеличению радиуса ранее образовавшейся на этапах бурения и цементирования зоны ухудшенной проницаемости и в конечном ито- ге к дальнейшему снижению продуктивности коллектора [Рябоконь и др., 2000]. В частности, в работе [Гайворонский и др., 2006] отмечается, что при радиаль- ном притоке жидкости к совершенной скважине, дренирующей пласт диаметром 300 м, половина энергетических затрат на продвижение флюида к забою прихо- дится на зону пласта вокруг скважины радиусом 5,5 м, что предъявляет особые требования к сохранению ее фильтрационных свойств. В работе [Гасумов, Гасу- мов, 2023] качество строительства скважин предложено определять посредством оценки каждого из трех этапов ее строительства – бурения, крепления и освоения. Оценка последнего этапа зависит от степени сохранения фильтрационно-емкост- ных свойств (ФЕС) продуктивного пласта.</p> <p>Анализ эффективности применения современных методов интенсификации притока, например гидроразрыва пласта (ГРП), показывает, что зачастую продук- тивность скважин сопровождается значительным ростом их обводненности. Как показано в публикации [Шумилов, 2019], одной из причин является нарушение целостности цементного камня за обсадной колонной в результате воздействия на крепь скважины высоких гидравлических давлений. Это приводит к образованию каналов и зазоров в заколонном пространстве, которые способствуют поступлению флюида из водонасыщенных пластов. Следует также отметить, что предшествую- щие ГРП прострелочно-взрывные работы (ПВР) также могут приводить к наруше- нию герметичности крепи в результате воздействия знакопеременных давлений вы- соких значений в условиях различия упругих свойств эксплуатационной колонны и цементного камня [Deng et al., 2023]. Величины этих давлений зависят от многих факторов, таких как выбор типа перфорационных зарядов и систем, плотности пер- форации, глубины интервалов вторичного вскрытия и связанное с ней гидростати- ческое давление в стволе скважины и другие. Важную роль играют геометрические параметры ствола скважины и в частности диаметры обсадных колонн.</p> <p></p> <p>Методы исследований </p> <p>В настоящее время в Пермском регионе в подавляющем большинстве ведется бурение скважин малого диаметра (СМД), крепление которых производится обсад- ными трубами с условным диаметром 114 мм. Для примера, на рисунке 1 приведено сравнение результатов измерений максимальных, гидростатических и избыточных давлений по скважинам с диаметрами обсадных колонн 114 и 146 мм. Уточним, что избыточные давления (Ризб) определялись как разность между максимальным измеренным его значением и гидростатическим давлением, создаваемым столбом жидкости в стволе скважины. При этом возникающие в скважинах малого диаметра Pизб имеют значения значительно более высокие чем для колонн 146 мм (рис. 1). В пересчете на 100 грамм взрывчатого материала (ВМ), который использовался при перфорации скважин, минимальный рост значений Pизб равняется 7,0 МПа в сква- жине 1334 Ш. В остальных скважинах малого диаметра, каждые дополнительные 100 граммов ВМ увеличивали его значения от 7,7 до 8,3 МПа/100г ВМ. В результате показатели Ризб находились в диапазоне 27,8 – 61,5 МПа. В колоннах 146 мм даже при использовании существенно большей массы ВМ, избыточные давления ниже и находятся в диапазоне от 18,7 до 45,4 МПа.</p> <p></p> <p><img width="496" height="377" alt="image" src="Геол_журн__№4_2025_с обл_/Image_053.jpg" /></p> <p></p> <p> Рис. 1. Значения измеренных и расчетных давлений в скважинах / Fig. 1. Values of measured and calculated pressures in wells</p> <p>Таким образом, определяющее влияние на величину избыточных давлений ока- зывает внутренний объем перфорируемой колонны. Воздействие оказывают также конструктивные особенности кумулятивных зарядов и фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов. Использование технологий и прострелочно-взрыв- ной аппаратуры, применение которых сопровождается возникновением больших значений Ризб, зачастую приводит к нарушению крепи скважин в виде образования каналов и зазоров. Даже их незначительные размеры будут служить потенциальны- ми триггерами для дальнейшего разрушения цементного камня при реализации ме- роприятий по интенсификации притока и, в частности, выполнении ГРП. С учетом этого, целью исследований поставлена задача разработки комплексной технологии и технических средств реализации наиболее эффективных способов вторичного вскрытия пластов.</p> <p>В идеальном случае выполнение операций по заканчиванию скважин должно быть технологически увязано между собой и объединять этапы вторичного вскры- тия и освоения (вызова притока) продуктивных пластов в непрерывный процесс, выполняемый за один спуск оборудования в скважину, которое будет извлечено только по истечении межремонтного периода. Критерием качества выполненного комплекса работ следует считать высокий показатель гидродинамического совер- шенства вскрытия, отражающий улучшение или сохранение параметров естествен- ной проницаемости коллектора в прискважинной зоне пласта, что также отмечает- ся в работе [Гасумов, Гасумов, 2023].</p> <p>В последние годы на нефтяных месторождениях Пермского края реализуется комплексная технология вторичного вскрытия пластов, основой которой является предварительный спуск на кабеле перфоратора под глубинно-насосное оборудо-</p> <p></p> <p>вание (ГНО). После создания проектной депрессии понижением уровня насосом, выполняется отстрел перфоратора, и скважина запускается в работу. Такой подход позволяет не только сохранить коллекторские свойства пластов за счет исключения операций по дополнительному глушению скважин, но и улучшить их посредством депрессионной очистки, в результате которой происходит извлечение из перфора- ционных каналов разрушенной породы, образующей зону повреждения и уплот- нения [Xu et al., 2022]. Все это приводит к увеличению дебитов, а также кратному сокращению сроков освоения скважин. После завершения перфорации прострелоч- но-взрывную аппаратуру (ПВА) опускают ниже вскрытого интервала и оставляют в скважине вплоть до первого ремонта насоса. Схема расположения оборудования в скважинах, эксплуатируемых электроцентробежными и штанговыми насосами, показана на рисунке 2. Опыт применения технологии показал, что в среднем факти- ческие дебиты нефти после ввода объектов в эксплуатацию превышают плановые значения более чем на 50 %.</p> <p></p> <p><img width="267" height="334" alt="image" src="Геол_журн__№4_2025_с обл_/Image_054.jpg" /></p> <p>Рис. 2. Схема расположения оборудования при вторичном вскрытии пластов под насосами</p> <p>1 – погружной электродвигатель;</p> <p>2 – насосные штанги; 3 – насос (ШГН);</p> <p>4 – насос (ЭЦН); 5 – колонна НКТ; 6 – плунжер; 7 – кабель геофизический; 8 – кабельный наконечник; 9 – эксплуатационная колонна;</p> <p>10 – децентратор; 11 – планшайбы с кабельными вводами; 12 – погружной блок телеметрии;</p> <p>СУ – станция управления УЭЦН; ПИ – пульт инициирования перфоратора /</p> <p> Fig. 2. The layout of the equipment during the secondary opening of the layers under the pumps 1 – submezsible electric motor; 2 – pamping rods; 3 – electric pamp; 4 – rod pamp; 5 – column of </p> <p>pumping pipes; 6 – plunger; 7 – geophysical cable; 8 – cable tip; 9 – operational column;</p> <p>10 – decentralizers; 11 – face plate wich cable entzies; 12 – immersion telemetry unit;</p> <p>CS – contriol stat cont; IS – the initiation console</p> <p></p> <p>В то же время, вторичное вскрытие карбонатных коллекторов, как правило, не позволяет обеспечить потенциально возможные притоки флюидов, в том числе и из пластов с хорошими ФЕС, без дополнительной их обработки кислотными со- ставами. Объясняется это тем, что в карбонатных породах перфорационные каналы имеют зону уплотнения толщиной до 1 сантиметра, в которой наблюдается оплав- ление мелких кристаллов кальцита и смыкание пор [Гайворонский и др., 2000]. Восстановление гидравлической связи, по нашему мнению, следует производить разрушением названой зоны посредством создания депрессии на пласт при перфо- рации или посредством кислотного воздействия предварительно закаченных перед выполнением ПВР в интервал продуктивного пласта специальных жидкостей. Про- веденные исследования в Китае показали, что при разработке карбонатных залежей комплексное применение перфорации и кислотной обработки позволило значи- тельно увеличить добычу нефти за счет улучшения условий дренирования вблизи скважины [Xu, 2025].</p> <p></p> <p> Дальнейшее совершенствование инновационной технологии реализуется по- средством применения геофизического кабеля содержащего, помимо токоведущих жил, капиллярную трубку и оптоволоконный модуль, а также кабельных наконеч- ников с обратным клапаном и взрывозащищенных глубинных приборов. В резуль- тате появляется возможность существенно повышать коэффициент гидродинами- ческого совершенства вторичного вскрытия, оперативного управления величинами забойного давления и оценки энергетических параметров пласта, как непосред- ственно после перфорации, так и в процессе его эксплуатации.</p> <p>Многолетняя работа в направлении борьбы с асфальтосмолистыми и парафи- новыми отложениями (АСПО) компонентов нефти позволила наработать целый комплекс технологий, а также реагентов для очистки глубинно-насосного оборудо- вания от АСПО. Это направление активно развивается и в настоящее время, а для их экономного использования на первый план выдвигается разработка наиболее эффективных способов доставки реагентов в ствол скважины [Акрамов, Яркеева, 2017]. Наличие капиллярной трубки, на наш взгляд, позволит реализовать их по- дачу на заданную глубину в процессе эксплуатации скважин. Также отметим, что большое внимание к разработке методов борьбы с АСПО, вызвано значительными объемами ремонтов скважин по этой причине. Так, на месторождениях Пермского региона такие ремонты проводились в 76 % случаев от общего их количества [Сю- зев и др., 2018].</p> <p>В то же время, несмотря на то, что в настоящее время имеется большое количе- ство разнообразных составов поверхностно-активных веществ (ПАВ), предназна- ченных для интенсификации нефтедобычи, вопросу их применения для повышения качества вторичного вскрытия пластов уделяется мало внимания, а рекомендации по их использованию при вторичном вскрытии пластов отсутствуют. По нашему мнению, это вызвано трудоемкостью операций и дополнительными затратами вре- мени на замену промывочной или технологической жидкости на ПАВ в интервале продуктивного пласта. Использование же названных жидкостей в условиях мало- эффективной перфорации на репрессии или при депрессии с последующим глуше- нием скважин перед спуском ГНО нивелирует эффективность предлагаемых инно- ваций.</p> <p>В работах [Деркач и др., 2010; Кязимов, Сулейманов, 2013] был сформирован ряд требований, предъявляемых к поверхностно активным веществам. Основными из них являются растворение в пластовой и технической воде, снижение межфаз- ного натяжения на границе «фильтрат раствора – нефть» до 3 мН/м, как минимум, незначительное абсорбирование на поверхности пород и предотвращение набуха- ния глинистых пород. ПАВ также не должны оказывать отрицательного влияния на свойства технологических жидкостей, вступать в химическое взаимодействие с пластовыми флюидами и минералами коллектора с выпадением нерастворимых осадков. Технологические особенности метода перфорации на депрессии под ГНО позволяют исключить операции по дополнительному глушению скважин и даль- нейшее проникновение в пласт фильтратов. Наличие же в геофизическом кабеле капиллярного канала снимает проблему доставки в интервал продуктивного пласта любых химических соединений, повышающих коэффициент гидродинамического совершенства вторичного вскрытия, в том числе и кислотных составов при вскры- тии карбонатных коллекторов.</p> <p></p> <p> В то же время необходимо отметить, что при капитальных ремонтах скважин и, в частности, приобщении к разработке дополнительных объектов требуется глуше- ние скважин, что, как правило, приводит к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) прискважинной зоны пласта (ПЗП), особенно в условиях аномально низких пластовых давлений. Названного негативного фактора можно избежать по- средством применения блокирующих жидкостей для временной изоляции продук- тивного горизонта, которые разработаны и рекомендуются к применению [Гасумов, Гасумов, 2025].</p> <p>Анализ зарубежного опыта показал, что специалистами компании Schlum- berger также проводились исследования по изучению влияния специальных перфорационных жидкостей на результаты вторичного вскрытия пластов на ди- намической депрессии, которая создается за счет включения в состав перфора- ционных систем имплозивных камер [Берманн и др., 2007]. Сравнительные ис- пытания, проведенные в контрольных скважинах, подтверждают эффективность применения специальных жидкостей. Получено отрицательное значение скин- фактора (-1,38), в то время как по соседней скважине его значение оказалось равным 0,97, т.е. проницаемость прискважинной зоны пласта не достигла значе- ний его удаленной области, несмотря на создание динамической депрессии при вторичном вскрытии. Судя по публикациям [Patermina, 2022; Ahmed et al., 2023], зарубежные специалисты рассматривают закачку ПАВ как важный способ по- вышения нефтеотдачи пластов благодаря его способности снижать межфазные силы в пористой среде.</p> <p>Из работ, опубликованных российскими исследователями, вызывают интерес результаты, полученные при кумулятивной перфорации на моделях крепи скважи- ны и продуктивного пласта [Василенко и др., 2015]. Испытания проводились в не- сколько этапов в сосудах высокого давления (СВД) на цилиндрических бетонных образцах (мишенях) диаметром 100 и длиной 1000 мм при давлениях 15 МПа. По- мимо водопроводной воды, использовались следующие составы ПАВ: вода с 2,5 % и 5 % концентрацией ПО-3НСВМ25 (ПАВ1), и две смеси ПО-6А3FМ25 с такими же концентрациями (ПАВ2).</p> <p>К сожалению, в публикации не приводятся сведения о назначении упомяну- тых выше химических компонентов, их состав и технические характеристики. По данным интернет-источников состав ПО-6А3F представляет собой фторсинтети- ческий пленкообразующий пенообразователь, а ПО-3НСВ является синтетиче- ским углеводородным пенообразователем общего и целевого назначения и не со- держит в своем составе фторированные поверхностно-активные вещества (https:// egida-ptv.ru).</p> <p>Средние глубины каналов, зафиксированные при отстреле кумулятивных заря- дов в различных составах ПАВ, на 57–85 % больше, в сравнении с длинами, полу- ченными на образцах, находящихся в воде (190 мм). Самый длинный канал (352 мм) получен при заполнении сосуда высокого давления составом ПАВ2 (ПО-6А3FМ25) с концентрацией 2,5 % (рис. 3). Таким образом, можно заключить, что использова- ние специальных жидкостей для вторичного вскрытия позволяет увеличивать дли- ну перфорационных каналов, а также степень их очистки.</p> <p></p> <table> <tr> <td> <p>85,3 %</p> </td> </tr> <tr> <td> <p>70,2 %</p> </td> <td> <p></p> </td> <td> <p> 64,1 %</p> </td> </tr> <tr> <td> <p>57 % </p> </td> <td> <p></p> </td> <td> <p></p> </td> <td> <p></p> </td> <td> <p></p> </td> <td> <p></p> </td> </tr> <tr> <td> <p></p> </td> <td> <p></p> </td> <td style="width:9pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:8pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:7pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:24pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> </tr> <tr> <td> <p></p> <p>0 % </p> </td> <td style="width:9pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:8pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:7pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:24pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> </tr> <tr> <td style="width:24pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td> <p></p> </td> <td style="width:7pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:9pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:8pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:7pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:24pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> </tr> <tr> <td style="width:24pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:7pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:9pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:8pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:7pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:24pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> </tr> <tr> <td style="width:24pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:7pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:9pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:8pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:7pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:24pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> </tr> <tr> <td style="width:24pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:7pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:9pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:8pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:7pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> <td style="width:24pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt"> <p></p> </td> </tr> </table> <p> <p>400 </p> <p></p> <p>350</p> <p></p> <p>Длина канала, мм</p> <p>Chanal length, mm</p> <p> <p>300</p> <p></p> <p>250</p> <p></p> <p>200</p> <p></p> <p>150</p> <p></p> <p>100</p> <p></p> <p>50</p> <p></p> <p>Вода </p> <p>Water </p> <p> <p>0</p> <p></p> <p>Рис. 3. Усредненные глубины пробития каналов в бетонных образцах при их нахождении</p> <p>ПАВ2 - 2,5%</p> <p>Surfactant1 - 2.5%</p> <p> <p>ПАВ2 - 5%</p> <p>Surfactant1 - 5%</p> <p> <p>в различных составах поверхностно- активного вещества /</p> <p>Fig. 3. The average depth of penetration of channels in concrete samples when they are in various compositions of surfactant</p> <p></p> <p>ПАВ1 - 2,5%</p> <p>Surfactant1 - 2.5%</p> <p> <p>ПАВ1 - 5%</p> <p>Surfactant1 - 5%</p> <p> <p> Результаты исследований и их обсуждение</p> <p>Для практической реализации рассмотренной технологии необходимым усло- вием является разработка оптимальной конструкции грузонесущего геофизиче- ского кабеля. В современном воплощении комплексная технология заканчивания скважин с возможностью закачки перфорационных жидкостей (ПАВ) в интервал продуктивного пласта может осуществляться при помощи специализированного геофизического кабеля, содержащего дополнительные конструктивные элементы – капиллярную трубку и металлический модуль с оптическими волокнами. По внеш- нему виду они не отличаются от модификаций с токоведущими жилами, однако учитывая условия их длительной эксплуатации в агрессивной среде, в том числе при закачке по капилляру кислотных составов, такие кабели должны подвергаться армированию, то есть покрытию (пропитке) специальными полимерными материа- лами. Образцы кабеля с капиллярной трубкой с наружным диаметром 4,1 мм и тол- щиной стенки 2,0 мм были разработаны и размещены в скважинах для выполнения опытно-промышленных исследований (рис. 4). </p> <p></p> <p><img width="249" height="112" alt="image" src="Геол_журн__№4_2025_с обл_/Image_055.png" /></p> <p>а 1</p> <p>2</p> <p>5 5</p> <p>3</p> <p>4</p> <p></p> </li> </ol> </li> <li style="padding-left: 117pt;text-indent: -6pt;text-align: left;"> <p>см</p> </li> </ol> <p>2 cm</p> <p>б/b</p> <p>Рис. 4. Практическая реализация (а) и теоретическая конструктивная разработка (б) исполнения кабеля грузонесущего с капиллярной трубкой и оптоволоконной линией связи. Цифрами обозначены: 1 – проволоки брони;</p> <p>2 – токопроводящие жилы; 3 – канал с оптическим волокном; 4 – полимерная изоляция; 5 –капиллярная трубка /</p> <p>Fig. 4. Practical implementation (a) and theoretical design (b) of a load-carrying cable with a capillary tube and a fiber-optic communication line. The numbers indicate: 1 – armor wires; 2 – conductive cores; 3 – optical fiber channel; 4 – polymer insulation; 5 – capillary tube</p> <p></p> <p>Отметим, что планируемый объем прокачки технологических жидкостей (ПАВ, ингибиторы) в заданные интервалы ствола скважины предпочтительно обеспечи- вать за минимально возможное время, для расчета которого нами использовалось</p> <p></p> <p>приведенное ниже уравнение зависимости расхода от давления в капиллярной трубке и его радиуса [Робин и др., 2008].</p> <p></p> <p><img width="62" height="41" alt="image" src="Геол_журн__№4_2025_с обл_/Image_056.png" /></p> <p>где, Q – расход, м3/с; r – радиус капилляра, м; P – давление прокачки, Па; µ – вяз- кость флюида, Па·с; l – длина капилляра, м.</p> <p>В реальных скважинных условиях применялась перфорационная жидкость с аббревиатурой КСК-МПС, динамическая вязкость которой при температуре 20°C составляет 0,0061 Па.с, плотность – 1,275 г/см3. Фактические затраты времени на прокачку ПАВ 0,15 м3 на глубину 1700 м при температуре воды 30°C в стволе сква- жины 210 составили порядка 14 часов. В следующей скважине №4068 при такой же скважинной и наружной температуре закачка 0,13 м3 перфорационной жидкости на глубину 1620 м длилась всего 7 часов. Расход закачиваемых реагентов, необ- ходимых для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений в процессе извлечения нефти, по результатам лабораторных экспериментов, составляет в пре- делах от 0,1 до 2 % от массы, добываемой из скважины нефти [Хайбуллина, 2019]. Такие объемы позволяют обеспечить профилактические мероприятия по преду- преждению АСПО посредством периодической прокачки специальных химических составов через капилляр на протяжении межремонтного периода работы скважины. Вторая металлическая трубка в составе кабеля предназначена для механической защиты размещаемых в ней многомодовых и одномодовых оптических волокон, что соответственно позволяет их использовать в качестве распределенных темпера- турных датчиков на основе эффекта Рамана и распределенных акустических датчи- ков на основе эффекта Рэлея [Ashry et al., 2022]. Наличие двух разновидностей на- званных датчиков предполагает выполнение опытных работ по отработке методики</p> <p>определения забойного давления [Ekechukwu, Sharma, 2021].</p> <p>Оптоволоконный распределенный датчик температуры (ОРДТ) позволяет изме- рять температурное поле по всей длине ствола, как до перфорации, так и на всем протяжении межремонтного периода, включая измерение местоположения динами- ческого уровня [Zhang et al., 2017]. Учитывая, что результаты практического при- менения оптоволоконных технологий уже освещались во многих публикациях, в том числе по скважинам нефтяных месторождений Пермского края [Ширяев, 2023; Kostitsyn et al., 2023; Болдырева, 2016], обратим внимание только на особенности практической реализации измерений методом ОРДТ в плане повышения их досто- верности. И в частности отметим, что на основании экспериментальных исследова- ний с большим количеством разнообразных конструкций образцов оптоволоконных геофизических кабелей разработан новый критерий определения пространственно- го разрешения датчиков, зависящий от конструктивных особенностей кабельных изделий, в составе которых они находятся [Халилов и др., 2024]. Данный подход, совместно с полученным эмпирическим путем уравнением, нами используется для определения коэффициента тепловой инерционности конструкции при проектиро- вании геофизических кабелей с оптимальными параметрами их тепловой инерции и пространственного разрешения.</p> <p>По разработанной технологии проведены опытно-промышленные работы на 3-х скважинах месторождений Пермского края (скважины №210, 4068, 3174). В табли- це 1 с целью демонстрации сравнительных показателей ФЕС, гидродинамических</p> <p></p> <p>параметров и технологических особенностей эксплуатации, приводится информа- ция по данным скважинам, а также для скважин-аналогов, пробуренных в сходных геолого-технологических условиях по стандартной технологии.</p> <p>Из таблицы 1 видно, что для скважин, эксплуатируемых по рассмотренной технологии, установлены высокие проницаемости ПЗП и соответственно дебиты нефти. Например, для скважины 210 по данным гидродинамических исследований установлено значительное улучшение фильтрационных свойств ПЗП, проницае- мость которой превысила значение названного параметра удаленной зоны и соста- вила 0,396 мкм2, против 0,267 мкм2. В результате показатель скин-фактора, как вид- но из таблицы, составил – 2,05. Начальный ее дебит по нефти составлял 25,9 тонн в сутки при обводненности 28,7 %, которая со временем значительно снизилась и в среднем составила до 4,2 %. Средний дебит нефти за период ее эксплуатации составляет 28,9 тонн в сутки. При этом анализ в соседних скважинах данного экс- плуатационного объекта показывает, что дебиты для них не превышают 16 тонн в сутки.</p> <p>Таблица 1 / Table 1</p> <h3 style="padding-top: 5pt;padding-left: 76pt;text-indent: 0pt;text-align: center;">Значения фильтрационно‑емкостных свойств продуктивных пластов и информация о работе скважин / Values of filtration and capacitance properties of productive formations and information about the operation of wells</h3> <p></p> <table> <tr> <td> <p></p> <p> Наименование параметров / Name of the Unit parameters</p> </td> <td> <p></p> <p> Единицы изм. / Units of</p> <p> measurement</p> </td> <td> <p> №№ скважин /</p> <p> №№ wells</p> </td> </tr> <tr> <td style="width:44pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>210</p> </td> <td style="width:32pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>4068 </p> </td> <td style="width:34pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>3174 </p> </td> <td style="width:29pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>349</p> </td> <td style="width:31pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>1286</p> </td> <td style="width:71pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>1123 </p> </td> <td style="width:33pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>3180</p> </td> </tr> <tr> <td style="width:92pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>Способ заканчивания / Ending method</p> </td> <td style="width:58pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>-</p> </td> <td> <p> Перфорация на депрессии с закачкой ПАВ /Perforation on depression with injection of surfactants</p> </td> <td> <p> Бурение бокового ствола (БС)</p> <p> / Drilling of the side barrel (SB)</p> </td> <td style="width:71pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> Бурение БС + ГРП /</p> <p> Drilling of SB + hydrofracturing (HF)</p> </td> <td style="width:33pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p> ГРП / HF</p> </td> </tr> <tr> <td style="width:92pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p>Толщина пласта</p> <p> / Thickness of the formation</p> </td> <td style="width:58pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>м/ m</p> </td> <td style="width:44pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>6,2</p> </td> <td style="width:32pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>5,0</p> </td> <td style="width:34pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>7,0</p> </td> <td style="width:29pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>14,5 </p> </td> <td style="width:31pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>11,9</p> </td> <td style="width:71pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>6,0 </p> </td> <td style="width:33pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>6,0</p> </td> </tr> <tr> <td style="width:92pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> Пористость / Porosity</p> </td> <td style="width:58pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p>%</p> </td> <td style="width:44pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> 18,8</p> </td> <td style="width:32pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> 27,3</p> </td> <td style="width:34pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> 26,6</p> </td> <td style="width:29pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> 14,3</p> </td> <td style="width:31pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p>21,2</p> </td> <td style="width:71pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> 21,0</p> </td> <td style="width:33pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p>23,7</p> </td> </tr> <tr> <td style="width:92pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> Проницаемость удаленной зоны пласта /</p> <p> Permeability of the remote area</p> </td> <td style="width:58pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>мкм2 / mcm2</p> </td> <td style="width:44pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p> 0,267</p> </td> <td style="width:32pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p> 0,381</p> </td> <td style="width:34pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p> 0,183</p> </td> <td style="width:29pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p> 0,387</p> </td> <td style="width:31pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>0,211</p> </td> <td style="width:71pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p> 0,235</p> </td> <td style="width:33pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>0,530</p> </td> </tr> <tr> <td style="width:92pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> Проницаемость прискважинной зоны пласта / Permeability of the downhole zone</p> </td> <td style="width:58pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>мкм2 / mcm2</p> </td> <td style="width:44pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p> 0,396</p> </td> <td style="width:32pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p> 0,628</p> </td> <td style="width:34pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p> 0,224</p> </td> <td style="width:29pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p> 0,351</p> </td> <td style="width:31pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>0,136</p> </td> <td style="width:71pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p> 0,519</p> </td> <td style="width:33pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>0,885</p> </td> </tr> <tr> <td style="width:92pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> Скин-фактор / The skin factor</p> </td> <td style="width:58pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p>-</p> </td> <td style="width:44pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> -2,05</p> </td> <td style="width:32pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> -3,29</p> </td> <td style="width:34pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> -3,31</p> </td> <td style="width:29pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> 0,36</p> </td> <td style="width:31pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p>2,09</p> </td> <td style="width:71pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> -2,38</p> </td> <td style="width:33pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p>-3,2</p> </td> </tr> <tr> <td style="width:92pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> Время эксплуатации / Operating time</p> </td> <td style="width:58pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>сутки / day</p> </td> <td style="width:44pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>1125 </p> </td> <td style="width:32pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>420</p> </td> <td style="width:34pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>280</p> </td> <td style="width:29pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>1320 </p> </td> <td style="width:31pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>150</p> </td> <td style="width:71pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>1010 </p> </td> <td style="width:33pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>340</p> </td> </tr> <tr> <td style="width:92pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> Средний дебит по нефти / Average oil flow rate</p> </td> <td style="width:58pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>т / t </p> </td> <td style="width:44pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>28,9 </p> </td> <td style="width:32pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>9,28 </p> </td> <td style="width:34pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>26,0 </p> </td> <td style="width:29pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>13,2 </p> </td> <td style="width:31pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>24,5</p> </td> <td style="width:71pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>9,7 </p> </td> <td style="width:33pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p></p> <p>11,4</p> </td> </tr> <tr> <td style="width:92pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> Средний % воды/ Average % of water</p> </td> <td style="width:58pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p>%</p> </td> <td style="width:44pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> 4,2</p> </td> <td style="width:32pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> 36,3</p> </td> <td style="width:34pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> 5,8</p> </td> <td style="width:29pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> 36,1</p> </td> <td style="width:31pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p>49,5</p> </td> <td style="width:71pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p> 20,1</p> </td> <td style="width:33pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> <p>20,3</p> </td> </tr> </table> <p></p> <p>Об эффективности технологии свидетельствуют отрицательные значения скин- фактора, результаты периодических исследований подтверждают длительность эф- фекта очистки. Так в скважине 210 за три года непрерывной эксплуатации значе- ние скин-фактора снизилось, но по-прежнему остается отрицательным (-0,95). Еще более существенное снижение наблюдается в скважине 4068, которое через год ее работы уменьшилось более чем в два раза и составило -1,28. В скважине 3174 по результатам гидродинамических исследований показатель скин-фактора составил</p> <p>-3.31. При повторном его определении после выполнения технологических опера- ций по замене отказавшего глубинного насоса и продолжительной эксплуатации подтверждает сохранение фильтрационных свойств пласта даже после выполнения спуско-подъемных операций в скважинах.</p> <p>Анализ результатов исследований в скважинах, в которых выполнялись слож- ные дорогостоящие мероприятия по бурению боковых стволов (№№349 и 1286) и гидравлические разрывы пластов (№№1123 и 3180) показывают, что значения скин-факторов, за исключением скважин с ГРП, являются положительными. Также их эффективность по дебитам нефти не превышает показателей по скважинам, ос- воение которых проводилось по рассмотренной технологии.</p> <p>Выводы</p> <p>Итоги реализации комплексной технологии позволяют сделать вывод о высо- кой эффективности ее применения. Применение перфорационных жидкостей, как показали опытные работы на моделях и в скважинах, позволяет значительно по- высить качество вторичного вскрытия продуктивных объектов. Показано, что в ре- зультате их использования происходит увеличение проницаемости прискважинной зоны пласта. Скин-факторы, полученные в таких скважинах, имеют отрицательные значения. Это достигается за счет закачки в интервал вторичного вскрытия по ка- пиллярной трубке кабеля перфорационных жидкостей, приготовленных на основе поверхностно-активных веществ, которые за счет снижения поверхностного натя- жения на границе «скважина-пласт» в комплексе с перфорацией на депрессии по- зволяют дополнительно очистить прискважинную зону пласта и повысить дебит.</p> <p>Научная новизна выполненных исследований заключается в обеспечении тех- нологической возможности проведения мониторинга параметров разработки при помощи оптоволоконных распределенных датчиков термометрии и глубинных приборов. Разработанная технология позволяет в процессе эксплуатации скважин выполнять текущие гидродинамические исследования пластов, а наличие капил- лярной трубки дает возможность производить дозированную подачу ингибиторов с целью профилактики образования асфальтосмолистых и парафиновых отложений на глубинно-насосном оборудовании.</p> <p></p>1.Акрамов Т.Ф., Яркеева Р.М. Борьба с отложениями парафиновых, асфальтосмолистых компонентов нефти. // Нефтегазовое дело. – 2017. – No 4. – С. 67–72. DOI: 10.17122/ngdelo-2017-4-67-72.2.Берманн Л., Уолтон И.С., Чанг Ф.Ф., Фаярд А., Чи Кин Хонг. Оптимальные жидкостные системы для перфорирования скважин. // Нефтегазовое обозрение. – 2007. – С. 16–30.3.Болдырева Н.М. Промыслово-геофизические исследования и контроль динамики работы пласта в режиме реального времени с использованием оптоволоконного кабеля. // Нефтяное хозяйство. – 2016. – No 10. – С. 46–48.4.Василенко Н.Р., Чертенков М.В., Шепель К.Ю., Ликутов А.Р. Стендовые испытания моделей крепи скважины и продуктивного пласта кумулятивной перфорацией. // Нефть. Газ. Новации. – 2015. – No 12. – С. 21–26.5.Гайворонский И.Н., Леоненко Г.Н., Замахаев В.С. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование. М:. ЗАО «Геоинформмарк», 2000. – 364 с.6.Гайворонский И.Н., Меркулов А.А., Балдин А.В., Улунцев Ю.Г. Обеспечение эффективной гидродинамической связи скважины с пластом при вторичном вскрытии. // Каротажник. – 2006. – Вып. 10–11. – С. 153–169.7.Гасумов Р.А., Гасумов Э.Р. Сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при их временной изоляции. // Геология и геофизика Юга России. – 2025. – Т. 15. No 2. – С. 180–195. DOI: 10.46698/VNC.2025.39.56.001.8.Гасумов Э.Р., Гасумов Р.А. Оценка гидродинамического совершенства системы скважина-пласт формируемой на этапе вскрытия продуктивного пласта. // Геология и геофизика Юга России. – 2023. – Т. 13. No 4. – С. 108–123. DOI: 10.46698/VNC.2023.58.47.009.9.Деркач С.Р., Берестова Г.И., Мотылева Т.А. Использование ПАВ для интенсификации нефтедобычи при первичном и вторичном вскрытии пластов. // Вестник Мурманского государственного технического университета. – 2010. – Т. 13. No 4-1. – С. 784–792.10.Кязимов Э.А., Сулейманов А.Б. Разработка и исследование новой технологической жидкости для повышения эффективности вторичного вскрытия пласта. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2013. – No 9. – С. 35–38.11.Робин А.В., Семенцов А.А., Шумилов А.В. Освоение скважин геофизическим кабелем, оснащенным внутренним капилляром. // Каротажник. – 2008. – Вып. 11(176). – С. 97–106.12.Рябоконь С.А., Пеньков А.И., Куксов А.К., Кошелев В.Н., Бадовская В.И. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчивания скважин. // Нефтяное хозяйство. – 2000. – No 2. – С. 16–22.13.Сюзев А.В., Лекомцев А.В., Мартющев Д.А. Комплексная методика подбора реагентов для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений в механизированных нефтедобывающих скважинах. // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг ресурсов. – 2018. – Т. 329. No 1. – С. 15–24.14.Хайбуллина К.Ш. Обоснование комплексной технологии удаления и предупреждения органических отложений в скважинах на поздней стадии разработки нефтяного месторождения: дисс. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Хайбуллина Карина Шамильевна. – СПб.: СПбГУ, 2019. – 98 с.15.Халилов Д.Г., Савич А.Д, Сальникова О.Л., Костицын В.И., Черных И.А., Черных В.И. Определение пространственной разрешающей способности оптоволоконных распределенных датчиков температуры, интегрированных в геофизические кабели. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2024. – No 4(388). – С. 45–54.16.Ширяев Е.О. Опыт применения оптоволоконных систем термометрии для исследований скважин. // Каротажник. – 2023. – Вып. 6(326). – С. 76–86. 17. Шумилов А.В. Методика контроля качества цементирования по акустическому импедансу. // Геофизика. – 2019. – No 3. – С. 60–65.17.Ahmed M.E., Sultan A., Al Hashim H. Optimization of surfactant-polymer flooding for enhanced oil recovery. // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2023. – Vol. 13. – pp. 2109–2123. DOI: 10.1007/s13202-023-01651-0.18.Ashry I., Mao Y., Wang B., Hveding F. A review of distributed fiber–optic sensing in the oil and gas industry. // Journal of Lightwave Technology. – 2022. – Vol. 40. Issue 5. – pp. 1407–1431. DOI: 10.1109/JLT.2021.3135653.19.Deng K.H., Zhou N.T., Lin Y.H., Wu Y.X., Chen J., Shu C., Xie P.F. Failure mechanism and influencing factors of cement sheath integrity under alternating pressure. // Petroleum Science. – 2023. – Vol. 20. Issue 4. – pp. 2413–2427. DOI: 10.1016/j.petsci.2023.03.004.20.Ekechukwu G.K., Sharma J. Well-scale demonstration of distributed pressure sensing using fiber-optic DAS and DTS. // Scientific Reports. – 2021. – Vol. 11. – Art. No. 12505. DOI: 10.1038/s41598-021-91916-7.21.Kostitsyn V.I., Savich A.D., Shumilov A.V., Laptev A.P., Khalilov D.G. Innovative geophysical techniques for permanent type completion and long-term operating monitoring of oil-and-gas wells. // Eds. E. Isaeva, A. Rocha. In: Science and Global Challenges of the 21st Century – Innovations and Technologies in Interdisciplinary Applications. Perm Forum 2022. Lecture Notes in Networks and Systems. Vol. 622. Springer, Cham. – 2023. – pp. 293–301. DOI: 10.1007/978-3-031-28086-3_24.22.Patermina Ch.A. Applications of surfactants and nanoparticles in enhanced oil recovery processes. In book: Sedimentary Petrology. / Ed. Ali Ismail Al-Juboury. – 2022. – 16 p. DOI: 10.5772/intechopen.97506.23.Xu C., Liang H., Guo S. Characteristics of porosity and permeability of ultra-high temperature perforated damage zone in sandstone targets. // Frontiers in Earth Science. – 2022. – Vol. 10. – 10 p. DOI: 10.3389/feart.2022.783556.24.Xu K. Research status of perforation parameter optimization of different well types at home and abroad. // Scientific Journal of Technology. – 2025. – Vol. 7. – pp. 100–104. DOI: 10.54691/q938bd76.25.Zhang H., Fu W., Wang Ch., Zhang G., Wang Z. Real-time monitoring of oil-well dynamic liquid-level based on optical fiber sensing. // AIP Conference. Proceedings. – 2017. – Vol. 1839. Issue 1. DOI: 10.1063/1.4982441.