1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
Ен-Яхинское | БУ81-2 | 2933,0-3024,4 | Песчаники, песчано-алевролито-вые породы; коллектор поровый, гранулярный | 10,0 - 18,4 | 10,0 – 80,0 >100,0 | 14,3 | 14,0 | 2,0 -15,0 | 29,0 | 86,0 |
БУ83- БУ9 | 2994,0–3283,0 | То же | 16,4 | 50,5 | 14,7 | 31,1 | 2,0 -15,0 | 29,0 | 86,0 | |
БУ102 | 3087,0-3313,0 | - « - | 10,0 - 11,0 | 10,0-100,0 >100,0 | 6,0 - 9,0 | 30,3 -32,0 | 89,0-95,0 | |||
| БУ121 | 3109,0-3216,0 | - « - | 10,0 - 17,3 | 10,0-100,0 >100,0 | 15,0 | 15,7 | 31,5 | 89,0-95,0 | |
Заполярное | БТ2-3 | 2477,0-2575,0 | - « - | 13,0 | 10,0 - 20,0 | 4,1 | 24,6 | 63,0 | ||
БТ6-8 | 2668,0-2832,0 | - « - | 13,0 - 14,0 | 16,,0 | 15,0 | 6,5 | 0,5 | 27,8 | 71,0 | |
БТ101-2 | 2923,0-2974,2 | - « - | 14,2 | 2,,0 >200,0 | 16,0 | 47,8 | 1,13 | 29,9 | 77,0 | |
БТ11 | 2961,0-3282,0 | - « - | 13,9 - 15,8 | 2,0 - 40,0 | 14,0 | 3,0 | 32,9 | 84,0 |
Таблица 3 - Основные параметры объектов эксплуатации
Продуктивные горизонты | Пористость, | Проницаемость, | Глинистость, | Минерализация пластовых вод, | Пластовая температура, | Пластовое давление, МПа | |
% | 10-3 мкм2, | % | г/л | 0С | начальное | текущее | |
Сеноманские | 24,0 - 38,0 | 3,0,0 | 20,0 – 32,0 | 14,1 - 20,1 | 30,0 – 31,0 | 10,0 - 12,2 | 5,2 - 7,4 |
| |||||||
Валанжинские | 9,3 - 18,5 | 6,,0 | 6,0 – 18,0 | 1,2 - 14,0 | 63,0 – 96,0 | 21,0 - 32,9 | 18,8 - 24,1 |
карбонатно-глинистые разности [1].
Породы – коллекторы ачимовских отложений представлены песчаниками и алевролитами с прослоями глин и аргиллитов. Скелет породы составляют полевые шпаты от 45 до 58%, кварц от 24 до 40%, обломки пород от 10 до 23%. Цемент по своему составу глинистый, карбонатно-глинистый, карбонатный.
1.4 Текущее состояние объектов разработки
Сеноманские продуктивные отложения в начальный период эксплуатации обеспечивали достаточно высокие дебиты газовых скважин - более 2,0 млн. м3/сут. при депрессии от 0,9 до 2,1 МПа. Годовой темп падения дебитов по Уренгойскому ГКМ составляет в среднем 5,0 тыс. м3/сут, а продуктивность скважин остается высокой. Пластовое давление изменяется от 4,5 до 7,4 МПа, температура от 33,0 до 36,0оС. Пластовые воды – гидрокарбонатнонатриевого типа с минерализацией от 16 до 18 г/л.
Валанжин-готеривские отложения эксплуатируются на Ямбургском и Уренгойском месторождениях. Если на Ямбургском ГКМ основные эксплуатационные - объекты это газоконденсатные залежи, то на Уренгойском ГКМ проводится эксплуатация и нефтяных оторочек.
На Ямбургском ГКМ величина фактического рабочего дебита скважин II объекта составляет 236 тыс. м3/сут при депрессии 5,3 МПа; для I объекта разработки фактический рабочий дебит скважины составляет 282 тыс. м3/сут при депрессии 4,6 МПа. Текущее пластовое давление по I объекту - 23,7 МПа, по II объекту – 26,0 МПа, температура от 72,0 до 90,0 оС. Величина потенциального содержания конденсата по промысловым данным составляет 86,0 г/м3.
Пластовые воды гидрокарбонатно-натриевые с минерализацией от 4,9 до 7,9 г/л.
На Уренгойском ГКМ дебиты скважин, эксплуатирующих газоконденсатные залежи, изменяются от 205 до 372 тыс. м3/сут. Пластовые давления по основным объектам эксплуатации изменяются от 16,2 до 17,16 МПа. Величина содержания конденсата составляет от 53,0 до 122,0 г/м3.
Эксплуатация нефтяных оторочек производится в режиме истощения – без поддержания пластового давления. Дебиты скважин изменяются от 5 до 10 т/сут, обводненность находится в диапазоне от 5,0 до 20,0 %. Текущее пластовое давление изменяется от 17,9 до 18,8 МПа., температура от 83,0 до 87,0оС. Пластовые воды гидрокарбонатнонатриевые с минерализацией от 4,9 до 7,9 г/л.
Ачимовские отложения эксплуатируются по технологической схеме пробной эксплуатации. Дебиты газа скважин, эксплуатирующие пласт Ач3-4, колеблются от 249 до 390 тыс. м3/сут, конденсата от 109 до 125 м3/сут. Скважины, эксплуатирующие залежь пласт Ач5, имеют дебиты от 237 до 292 тыс. м3/сут. Пластовое давление изменяется от 50,0 до 65,0 МПа, температура от 108,0 до 110,0оС. Пластовые воды гидрокарбонатнонатриевые с минерализацией 8 г/л.
1.5 Геолого-физические критерии применения
кислотной обработки ПЗП
Основные продуктивные пласты неокомских отложений сложены песчаниками и алевролитами аркозового состава, где эффективность применения кислотных обработок зависит от ФЕС, газонефтенасыщенности пласта, эффективной газонефтенасыщенной толщины, относительной амплитуды aпс, толщины пласта в интервале газоводяного и водонефтяного контактов.
Поровые коллекторы, где проводится кислотная обработка, подразделяются на две группы:
- породы-коллекторы с проницаемостью от 40 и более 100×10-3 мкм2, пористостью от 16,0 до 20,0%, газонефтенасыщенностью более 50% и с относительной амплитудой aпс от 0,6 до 1,0;
- породы-коллекторы с проницаемостью от 40 и менее 20×10-3 мкм2, пористостью от 16,0 до 13,0%, газонефтенасыщенностью более 50,0% и с относительной амплитудой aпс от 0,6 до 0,5.
Трещинно-поровые коллекторы обладают преимущественно трещинной проницаемостью, с пористостью от 10,0 до 17,0%, газонефтенасыщенностью пласта Ач3-4 более 48% и Ач5 более 46,0%.
Применение кислотных обработок проводится с учетом геолого-физических критериев, приведенных в таблице 4.
2 Технические средства и материалы,
применяемые при кислотных обработках ПЗП
с помощью койлтюбинговой установки
2.1 Технические средства
При производстве работ по интенсификации притоков углеводородов в скважины с помощью койлтюбинговой установки используют следующее оборудование и технические средства:
- койлтюбинговая установка – 1 шт.;
- насосная установка УНБ1-400х40 или УНБ1-160х40 на базе КРАЗ-250; ЦА-320М или 3ЦА-320С на базе КРАЗ-257 и др. – 1 шт.;
- передвижная паровая установка ППУ-3М на базе КРАЗ-257 или ППУА-1200/100 на базе КРАЗ-250 и др. – 1 шт.;
- стальная передвижная герметичная емкость для доставки на скважину органических растворителей в объеме 8-10 м3 АЦН-12С на базе
Таблица 4 - Геолого-физические критерии применения кислотной обработки ПЗП
Тип коллектора, вещественный состав пород | Проницае- мость, К×10-3 мкм2 | Порис-тость, % | aсп | Предварительная обработка | Основная кислотная обработка | Выполняемые задачи | Среднее значение газонефте-насыщен-ности, % | Объем кислотного раствора на 1м эффективной толщины, м3 |
Поровые коллекторы (аркозовые песчаники и алевролиты): кварц - 40 %; полевые шпаты – 60% | > 100,0 | 18,0 - 20,0 | 0,8-1,0 | а) кислотная ванна 15 % НСl; б) щелочная ванна 15 % NaOH. | 18-20% HCl+ПАВ или 10-12% HCl+3-6% HF+ПАВ | Очистка ПЗП от растворимых в HCl минералов, разрушение глинистого цемента коллектора, растворение АСПО | > 50,0 | 0,6 - 1,0 |
40,0-100,0 | 16,0 - 20,0 | 0,6 - 0,8 | ||||||
Поровые коллекторы
кварц - 40 %; полевые шпаты -60%. | 20,0-40,0 | 15,0-17,0 | > 0,6 | а) кислотная ванна 15 % НСl; б) щелочная ванна 15 % NaOH; в) соляно-кислотная обработка 18% HCl. | 10-12% HCl+3-6% НF+ПАВ | Очистка ПЗП от растворимых в HCl минералов, разрушение глинистого цемента коллектора, растворение АСПО | > 50,0 | 0,4 -0,6 |
< 20,0 | 13,0-15,0 | > 0,5 | ||||||
Трещинно-поровые коллекторы ачимовских отложений; (аркозовые песчаники и алевролиты): кварц – 40 %; полевые шпаты – 60% | 10,0-17,0 | а) кислотная ванна 15 % НСl; б) щелочная ванна 15 % NaOH; в) соляно-кислотная обработка 18% HCl. | 18-20% HCl+ПАВ или 10-12% HCl+3-6% HF+ПАВ | Очистка ПЗП от растворимых в HCl минералов, разрушение глинистого и карбонатного цемента коллектора, растворение АСПО, очистка трещин от химических реагентов, применяемых при бурении | > 46,0 | 0,6 - 1,0 |
(аркозовые песчаники и алевролиты):КРАЗ 365101 или АЦК-5,5 на базе КАМАЗ 34310 или АЦ8 на базе МАЗ 5334 или 30АНЦ на базе УРАЛ 4320 – 1 шт;
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 |
