Heavy Oil пишет:

Применяли ли вы специализированные жидкости глушения, подобранные для наименьшего загрязнения/повреждения пласта?

Мы применяли ПАВ-модификатор для жидкости глушения. Трещиноватый коллектор, кварцитовый песчаник, скважина с 0% обводненности. К сожалению, чуда не случилось и ожидаемого эффекта не получили - продуктивность после глушения упала на 40% и не восстановилась со временем.

Но мое мнение, что причиной могла стать слишком высокая репрессия, около 70 бар в нашем случае - когда так давить в пласт несколько дней, никакой модификатор не спасет.

Heavy Oil пишет:

Последующую ОПЗ проводили или другие виды интенсификации? 

Нет, больше ничего не делали, последующие ремонты глушили просто пластовой водой.

Специально написанных книг по щадащему глушению скважин не встречал, но статей на эту тематику существует масса, правда в основном они пишутся с целью пропиарить тот или иной состав.

Отсутствие русскоязычных книг удивляет, т.к. качество запасов снижается и требует все более сложных технологий заканчивания, добычи и ремонта скважин (и соответственно глушения).

Для себя все жидкости глушения я разделяю условно на две группы:

1. Жидкости глушения для работы со скважинами 2 и 3 категории ГНВП вскрывающий один объект разработки. Коллектор классический (теригенный, с "нормальными" ФЭС), без фиксации поглощений при глушении (по исторической информации).
2. Жидкости глушения для работы со скважинами 1 категории ГНВП, ОРЭ на объекты с различными ФЭС и пл.давлением, газовые/нефтегазовые скважины и конечно же скважины с фиксацией поглощений.

В первом случае используются различные модификаторы для уменьшения коррозии обрудования, ПАВ для исключения "фазовой блокады", а так же стабилизаторы для работы с высокими пластовыми темпиратурами. Главная цель – уменьшить негативные эффекта от взоимодействия коллетора и оборудования с раствором глушения.
Во втором случае используются вязкоупругие составы (их ещё называют "блок-пачки"). Главная цель – отстановить поглощение/фонтанирования. Суть технологии – установка в определнном интервале (как правило перед интервалом вскрытия коллектора или непосредственно в интервале) вязкой пачки высокой вязкости  (от 30 секунд и выше) для прекращения поглощения/фонтанирования. Все что над вязкой пачкой обычно заполняется более тяжелым растрором (для создания репрессии). Как правило это биополимерглинистые растворы (да-да, те которые использубтся при бурении скважин) которые вместе с высокой вязкостью создают кольматационную корту при контакте с коллектором. Некоторые производители позволяют выбирать дисперсность кольматанта и способ удаления кольматационной корки (либо сама распадается через какое-то время, либо при перепаде давления, либо под воздествием кислоты).
Все остальное лишь комбинация вышеописанного.

Поиск по запросу Щадящее глушение скважин в поисковике и в журнале Нефтегазовое хозяйство даст более подробное описание.

Из своего опыта могу сказать о высокой успешности глушения ВУС газовых и газоконденсатных скважин, ППД и скважин с поглощением. Настоятельно рекомендую.

Но отмечу, что подбор состава глушения (как и бурового раствора) требует испытаний на керновом материале, чтобы потом не получить нежелательных последствий. Тут без НИПИ никуда. 
 

Добрый день. У нас на терригенных коллекторах существует такая проблема. После ТРС (смены ПО) приток падает, либо и вовсе пропадает, в большинстве случаев немного увеличивается обводненность продукции. Беда в том, что здесь низкое Рпл<Рнас, идут постоянные поглощения. В то же время высокий газовый фактор. Глубина пласта до 4000-4200м.  Блок-пачки здесь скорее не подходят, был негативный опыт в ДО. Глушат раствором галита 1,02  + буфер пачки с ПАВ. Потом соответственно и проблема с притоком. Вот хотели порекомендовать гушение пенами. Если у кого в ДО успешный опыт такого глушения? поделитесь пожалуйста. Еще хотел бы увидеть пример на каких месторождениях, какие результаты. Заранее благодарен.