Анализ и путем совершенствования Эффективности методов соляно-кислотных обработок

Cредняя подсвита  сложена диатомитами и диатомовыми глинами, светло-серыми, иногда алевритистыми с неровным и полураковистым изломом. Встречаются прослои опоковидных глин. Возраст свиты принимается в объеме низов верхнего эоцена.

Породы верхней  подсвиты характеризуются зеленовато-серыми и темно-серыми тонкослоистыми диатомовыми глинами. В глинах отмечаются ходы червей, желваки марказита. Встречаются прослои опоковидных глин. Возраст верхней подсвиты условно принят в объеме средней части верхнего эоцена.  Общая толщина свиты 200-225 м.

 

Тавдинская  свита

 

Тавдинская свита (верхи эоцена - нижний олигоцен) имеет почти повсеместное распространение в пределах Красноленинского района. Свита сложена толщей голубовато-зеленых  и оливково-зеленых пластичных глин с тонкими линзочками светло-серого алевритового материала. Возраст свиты принимается в объеме верхов верхнего эоцена, низов и середины нижнего олигоцена. Верхняя подсвита отличается от нижней более высоким содержанием алевритовых примесей и наличием прослоев песчаников. Возраст нижней подсвиты условно принят в объеме верхов верхнего эоцена и низов нижнего олигоцена. Возраст верхней подсвиты - середина нижнего олигоцена. Общая толщина тавдинской свиты 120-160 м.

 

Атлымская свита

 

Атлымская свита (нижний олигоцен). Породы свиты залегают на отложениях тавдинской свиты согласно или участками с небольшим перерывом. Свита сложена аллювиальными, аллювиально-озерными и озерными светло-серыми кварц-полевошпатовыми, сахаровидными мелко- и разнозернистыми песками с прослоями зеленых и бурых глин. Мощность свиты 60-80 м.  Возраст свиты принят в объеме верхов нижнего олигоцена.

 

Новомихайловская  свита

 

Новомихайловская  свита (средний олигоцен). Свита сложена  чередованием серых и бурых глин, алевролитов, серых и светло-серых  кварцевых и кварц-полевошпатовых песков с прослоями и пластами углей и лигнитов. Возраст отложений свиты определяется как нижне-среднеолигоценовый. Толщина свиты 50-70 м.

 

Журавская свита

 

Журавская свита (верхний олигоцен) распространена в восточной части данного  района, залегает на отложениях новомихайловской свиты и с перерывом перекрывается четвертичными отложениями. Свита представлена серыми и зеленовато-серыми глинистыми алевролитами с прослоями песков и алевритов, с включениями глауконита. Возраст свиты принят в объеме низов верхнего олигоцена. Толщина  свиты - 10-30 м.

 

Неогеновые  отложения на данной территории отсутствуют. Четвертичные отложения несогласно перекрывают различные горизонты  палеогеновых пород от журавской  свиты на востоке до чеганской  свиты на западе.

 

Четвертичная система

 

 

Четвертичные  образования имеют повсеместное распространение. Отложения четвертичного  возраста представлены супесями, песками  серыми и желтовато-серыми, кварц-полевошпатовыми, с прослоями глин серых, бурых, песчанистых, иногда с включениями вивианита. Встречаются мощные слои торфа, линзы валунных галечников. На севере и востоке данной территории развиты ледниковые отложения, в составе которых встречаются различные по размерам отторженцы. Размеры отторженцев по площади достигают 3-5 кв.км. и высотой до 100 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. ОСНОВНЫЕ  ПАРАМЕТРЫ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.

Промышленная нефтегазоносность  на Пальяновской площади выявлена в  терригенных меловых (пласты ВК₁ и ВК₂)  и юрских отложениях (пласты Ю_0-1,ЮК_2-9, базальный горизонт).

В 1986 году в ГКЗ СССР был принят отчет «Подсчет запасов нефти и растворенного газа в викуловских отложениях Ем-Еговской и Пальяновской площадей Красноленинского месторождения», выполненного ЗапСибНИГНИ Главтюменьгеологии по состоянию на 1.04.86 года. 

По состоянию изученности на 1.01.2001 г. в пределах лицензионного участка пробурено 34 (28 непосредственно в границах Площади) разведочных и 20 эксплуатационных скважин. Юрские отложения, породы коры выветривания и фундамента на Пальяновской площади вскрыты 30 скважинами. Отложения викуловского горизонта вскрыты  54 скважинами, в 13 скважинах  проведено его испытание и 16 скважин находятся в промышленной эксплуатации. Притоки нефти из викуловских отложений  изменяются от 3,7 до 18,7 м³/сут в разведочных скважинах и от 6 до 12 м³/сут в эксплуатационных. После проведения гидравлического разрыва пласта ВК-1 на эксплуатационных скважинах был получен приток нефти дебитом более 20 м³/сут. Нефтегазоносность пластов тюменской свиты и коры выветривания, а в ряде случаев и совместно с баженовской и абалакской свитами подтверждено 30 скважинами. В 9 скважинах получены фонтанирующие притоки нефти от 0,9 до 220 м³/сут,  в четырнадцати – непереливающие притоки с дебитами от 0,147 до 21,96 м³/сут.

Подсчет запасов нефти  Пальяновской площади в пределах лицензионного участка №11 ТПДН Пальяновский выполнен в Научно-Аналитическом центре рационального недропользования Ханты-Мансийского автономного округа.

 

 

 

 

4. Физико-химические свойства флюидов.

На площади глубинные  и поверхностные пробы нефти  отобраны из пластов викуловской и тюменской свит. Отбор и исследование нефти проведены ЦЛ Главтюменьгеологии и институтом СибНИИНП.

Свойства пластовой  нефти в пределах залежей резко  отличаются между собой. Нефть викуловской  свиты имеет низкое газосодержание, давление насыщения, усадку. Нефть пластов ЮК_2-5 находится в условиях повышенных пластовых давлений ( 24 МПа ) и температур ( 102-105^оС ). Газосодержание изменяется в диапазоне 163-211 м³/ т. Давление насыщения ниже пластового. Нефть в пласте очень легкая. Доля метана в них составляет 32-33 %. Для нефти всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами. Нефтяной газ высокожирный. Поверхностная нефть пластов ВК и ЮК малосернистая, парафинистая и малосмолистая с выходом фракций до 350^оС не менее 45%. Нефть пласта ВК вязкая, средней плотности, пласта ЮК- маловязкая, легкая.

Свойства и  состав воды.

Минерализация пластовой  воды колеблется  от 11,2 г/л до 16,7 г/л. В пластовых условиях плотность  воды составляет 970-977 кг/м³, вязкость 0,3 Мпа. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами  Na⁺, Ca⁺⁺, Mg⁺⁺, Cl^-, HCO₃^-. Содержание сульфат ионов колеблется от 0,03 до 0,66 моль/м³.

При изменении начальных  пластовых условий возможно выпадение  солей на нефтепромысловом  оборудовании и установках подготовки нефти. Свойства и состав воды приведены в таблице 1 

 

 

 

 

 

 

 

Средние физико-химические свойства пластовых вод Пальяновской площади.

таблица 1

 

Отложения	ph	Ρ,кг/м3	Состав ионов						Общая Минерализация Мг-экв/л	NH4	B	J	Br	Fe
			Clˉ	SO4ˉ	HCO3	Ca2+	N, Mg	Na+, K+
ЮК0-1	8,1	1005,3	31,26	37,8	3,62	27,44	14,58	50,67	165,37	–	–	–	–	–
ЮК2-3	7,9	1025,1	423,7	122,3	3,5	47,26	24,81	477,39	1098,96	21,6	12,57	4,13	28,86	–
ВК-1	6,6	1150	3879,1	18,45	3,8	719,25	392,5	2790,7	8803,8	-–	–	7,07	394,5	–
ВК-2	4,8	1184	4927,5	0,53	0,22	1032,1	328,9	3563,9	9853,15	195,7	11,1	8,3	763,1	165,3
Баз.гор.	4,9	1186	-405,3	0,04	–	92,7	27,7	289,4	815,4	185,4	8,58	8,3	788,2	43

 

 

 

 

5. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин.

 

 

В 1985 году на Площади введена в промышленную разработку скважина № 44 и затем в 1992 году скв. № 27. Проектным документом, на основании которого разрабатывалась тюменская свита, была пояснительная записка к технологической схеме опытно-промышленной разработки площади, утвержденная техсоветом Главтюменьнефтегаза (протокол № 42 от 4 августа 1983 года).

В 1992 году  на Пальяновскую площадь  институтом СибНИИНП составлена технологическая  схема разработки, которая была рассмотрена  и утверждена Центральной комиссией  по разработке Российской Федерации ( протокол № 1527 от 23 декабря 1992 года) и предусматривающей реализацию следующих проектных решений:

• общий проектный фонд скважин: по объекту ВК – 646 (416 добывающих и 230 нагнетательных); по объекту ЮК – 529 (407 добывающих и 122 нагнетательных);
• максимальные годовые уровни:

добычи нефти: объект ВК – 394 тыс. тонн; объект ЮК – 545 тыс. тонн;

добыча жидкости: объект ВК – 1500 тыс. тонн; объект ЮК – 1400 тыс. тонн;

закачка воды: объект ВК – 1820 тыс. м³; объект ЮК – 2170 тыс. м³;

• накопленная добыча нефти за 5 лет разработки в целом по площади – 1640 тыс. тонн; за 10 лет – 4390 тыс. тонн; за 15 лет – 8270 тыс. тонн; за 20 лет – 11100 тыс. тонн.

Ввиду низкой продуктивности юрского комплекса на который  был сделан упор в технологической  схеме бюро ЦКР при рассмотрении «ТЭО инвестиций в разработку Восточно-Пальяновской площади» ( протокол № 1975 от 19.12.95 года ) рекомендовал в 1996 году представить новую технологическую схему разработки Восточно-Пальяновской площади, где основный объектом разработки принять отложения викуловской свиты, а по юрскому комплексу составить проект доразведки и исследования скважин, направленное на дополнительное изучение залежи.

В 1997 году на Площадь институтом СибНИИНП составлена технологическая  схема разработки, которая была рассмотрена  и утверждена Центральной комиссией  по разработке Российской Федерации ( протокол №  2150 от 25 мая 1997 года) и предусматривающей реализацию следующих проектных решений:

• общий проектный фонд скважин:
• по объекту ВК – 259 (196 добывающих и 63 нагнетательных), схема размещения скважин трехрядная,  блоковая, с расстоянием 600х600 м;
• по объекту ЮК + базальный горизонт – 96 эксплуатационных + 13 разведочных (72+12р добывающих и 24+1р нагнетательных),  схема размещения скважин площадная, квадратная, с расстоянием 500х500 м, бурение на первом этапе 7 разведочных скважин;
• максимальные годовые уровни:

добычи нефти: объект ВК – 593,9 тыс. тонн; объект ЮК – 255,2 тыс. тонн;

тонн;

закачка воды: объект ВК – 1484 тыс. м³; объект ЮК – 1051,7 тыс. м³;

• накопленная добыча нефти за 5 лет разработки, начиная с 1997 года,  в добыча жидкости: объект ВК – 873 тыс. тонн; объект ЮК – 688 тыс. целом по площади – 11943,3 тыс. тонн; за 10 лет – 5818,6 тыс. тонн; за 15 лет – 8369,9 тыс. тонн; за 20 лет – 10307,7 тыс. тонн.

В 1996 году институтом составлен  проект доразведки Площади на основании  переинтерпретации данных сейсмо-, гравиметрической и магниторазведки. Проект предусматривает бурение 23 разведочных скважин на юрские отложения в течение  7  лет общим метражом  59  тыс. метров, проведение сейсморазведочных работ  методом МОВОГТ- 3D на площади 100  кв. км для изучения зон высокой продуктивности.

В сезон 2000-2001 гг. проведены  сейсморазведочные работы МОВОГТ- 3D на площади 100 кв. км, планируемый срок окончания интерпретации 4 кв. 2002 года.

На Площади, введенной  в эксплуатацию 1992 году, по состоянию  на 1.01.02 года  из отложений юрского комплекса добыто 346,3 тыс. тонн нефти ( с учетом скважины 44-Р), что на  (26,7%) ниже проектного уровня, из викуловских отложений – 85,1 тыс. тонн нефти, что на  (79,1%) ниже проектного уровня. Пробурено 28 разведочных и 20 (вместо запланированных 57) эксплуатационных скважин. В действующем фонде числится 20 эксплуатационных скважин, разведочные скважины числятся на балансе Комитета по управлению гос. имуществом. Текущий дебит по пласту ЮК- 94.7 т/ сут  при обводненности 1,4% , по пласту ВК –348,3 т/ сут при обводненности 31,1% .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. Анализ причин  снижения продуктивности скважин.

 

            В процессе добычи нефти, вся  извлечённая жидкость проходит  через призабойную зону добывающих  скважин, а вся нагнетаемая  жидкость через призабойную зону нагнетаемых скважин. Эти процессы происходят при давлениях и температурах отличных от тех при которых находились эти жидкости в пласте или на поверхности, поэтому в призабойной зоне скважины, как в фильтре могут откладываться различные углеводородные компоненты и соли. Для снижения фильтрационных сопротивлений, необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на призабойную зону скважины для увеличения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличения системы трещин и каналов для облегчения притока жидкости и снижения энергетических потерь в данной области пласта.

               В процессе бурения и эксплуатации  продуктивность скважин снижается  по следующим причинам :