38421

Анализ эффективности проведения соляно-кислотных обработок на Талаканском НГКМ

Дипломная

География, геология и геодезия

Простая солянокислотная обработка Применение простых кислотных обработок – наиболее распространенного вида кислотных обработок нефтяных скважин направлено на воздействие растворами кислоты на продуктивные породы призабойной зоны скважин с целью повышения их производительности. Простые кислотные обработки являются методом первичного воздействия раствором кислоты на породы призабойной зоны скважины. Если кислотные ванны подготавливают поверхность ствола скважины в интервале продуктивных коллекторов то цель простых кислотных обработок –...

Русский

2013-09-28

147.13 KB

115 чел.

ВВЕДЕНИЕ

В основу данного дипломной работы  положены материалы, собранные в течение производственных практик, которые были пройдены в ОАО «Ленанефтегаз», ОАО  «Сургутнефтегаз», НГДУ  « Талаканнефть ».  Ведущих  работы по  эксплуатации Центрального блока  Талаканского НГКМ  с 1996 г. В административном отношении Талаканское НГКМ  находится на территории Ленского района республики Саха (Якутия), в 250 км к западу от г. Ленска.

В целом, на месторождении состояние техники и технологии проведения геологоразведочных работ, находится на достаточно высоком уровне, что является следствием  опытно-промышленной эксплуатации месторождения с 1996 г. Буровые работы  с 1987 г  производились  Ленским управлением буровых работ «Ленанефтегаз»,   с 2005 г буровые  работы  производит Управление поисково- разведочных  работ    ОАО  «Сургутнефтегаз».  

Остаточные запасы нефти находятся в низко-пористых, малопроницаемых, зачастую трещиноватых карбонатных коллекторах  осинского горизонта. Важным актуальным направлением совершенствования эксплуатации карбонатных коллекторов может явиться разработка новых способов соляно-кислотного воздействия по интенсификации притока нефти к скважине и одновременному перекрытию водопроводящих каналов в призабойной зоне пласта (ПЗП). Это предопределяет актуальность промышленного применения методов повышения нефтеотдачи пластов. Одним из основных методов повышения эффективности разработки месторождения является обработка призабойной зоны пласта с целью увеличения производительности скважин. Ускорение научно-технического прогресса в нефтегазодобывающей промышленности, в частности, интенсификация процесса разработки в основных нефтегазодобывающих районах страны, предполагает использование всех возможностей для наращивания добычи нефти.

Целью данного дипломной работы является анализ эффективности проведения соляно-кислотных   обработок на Талаканском  НГКМ.  

1. ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК

Талаканское газонефтяное месторождение расположено на территории Ленского улуса (района) Республики Саха (Якутия), в 210 км юго-западнее г. Ленска. Город Ленск является районным центром с целым рядом промышленных предприятий, принадлежащих АК "Алмазы России-Саха", ОАО "Ленанефтегаз" и др. В городе имеется постоянно действующий аэропорт, принимающий практически все виды транспортных самолетов, крупный речной порт.

Населенные пункты на месторождении практически отсутствуют. На берегу р. Пеледуй, в южной части месторождения есть пос. Иннялы. Источниками водоснабжения служат реки и родники. Ближайшие крупные населенные пункты п. Витим и Пеледуй находятся соответственно в 110 км и в 115 км от границ месторождения и расположены на левом берегу р. Лены. В пос. Витим имеются леспромхоз, пристань, аэропорт, принимающий самолеты малой авиации и вертолеты, база Витимского участка ОАО "Ленанефтегаз", ведущего работы на Талаканском месторождении. В пос. Пеледуй имеются ремонтно-эксплуатационная база Ленского речного пароходства, пристань, взлетно-посадочная полоса для самолетов малой авиации.

В районах населенных пунктов имеются лесные дороги, ведущие, в основном, к лесоразработкам. Дороги бывают в удовлетворительном состоянии лишь в сухое время года. Через месторождение проходит автозимник Витим-Усть-Кут, а также зимники до соседних разведочных площадей.

Ближайшая от месторождения железнодорожная станция - ст. Лена ВСЖД, расположенная в г. Усть-Кут.

Водоснабжение буровых осуществляется за счет естественных и искусственных водоемов и путем создания в летнее время котлованов. В зимнее время проводится бурение гидрогеологических скважин глубиной до 120 м.

Климат в районе месторождения резко континентальный, что проявляется в больших месячных и годовых колебаниях температуры воздуха. Абсолютный минимум –61 C, самая высокая температура +35 C. Разность температур самого холодного и самого теплого месяцев достигает 45-65 C. В зимний период территорию охватывает мощный сибирский антициклон. Устойчивые морозы начинаются в третьей декаде октября и заканчиваются во второй декаде апреля. Наиболее низких значений температура воздуха достигает в декабре-феврале. Особенно сильное выхолаживание происходит в долинах, куда стекает холодный воздух. При сильных морозах (–40 C) и в затишье часто образуются морозные туманы с видимостью в несколько десятков метров. Значительные низкие температуры воздуха способствуют образованию островной многолетней мерзлоты.

Площадь Талаканского месторождения входит в область массивно-островного распространения многолетнемерзлых пород (ММП) и глубокого сезонного промерзания грунтов. Многолетнемерзлые породы, в основном, распространены в долинах рек, ручьев, реже на склонах и водоразделах. В долинах рек и болот мощность ММП достигает 66 м. На склонах и водоразделах, занимающих до 70 % территории, распространение ММП островное (40 - 60 %) с мощностью до 25 м. Из 67 инженерно-геологических скважин, пробуренных на Талаканском месторождении, в 31-й ММП не обнаружены, а в 18-ти скважинах мощность ММП соизмерима с мощностью сезонно-талого слоя, в 18-ти превышает 5 м.

Годовое количество осадков на территории изменяется от 358 до 575 мм. Весной средние месячные осадки составляют 20-34 мм.

Основная водная артерия р.Пеледуй (левый приток р. Лены) шириной 48-105 м, глубиной 0,5-1,2 м на перекатах и мелях и 1-3 м на плесах, скорость течения 0,3-0,8 м/сек. Долина р. Пеледуй узкая, дно песчано-галечниковое, берега часто обрывистые высотой 2-8 м.

Озера мелкие малочисленные, и распространены, в основном, в долине р. Пеледуй. Грунт дна и берегов озер вязкий, замерзают в начале октября, вскрываются в начале мая.

Болота, в основном, моховые или кустарниковые, чаще распространены в долинах рек, глубина их 0,5-1,5 м. Наиболее обширные расположены в вышеизложенных расширениях долин и в верховьях рек и ручьев. Глубина оттаивания этих болот до 2 м. Замерзают болота в начале октября, оттаивают в конце мая.

Территория месторождения входит в среднетаежную под зону тайги с наличием темнохвойных пород. Леса занимают более 80% всей площади. Преобладают сосново-лиственничные леса. В нижних частях склонов водоразделов примешиваются береза, осина и ель. Высота деревьев 14-25 м, толщина стволов 0,2-0,32 м. Кустарниковый подлесок состоит из березы, багульника, ольхи и др. На болотах лес угнетенный, редкий. По вырубкам и старым гарям встречаются густые березовые леса. По берегам рек и ручьев характерны узкие полосы сплошных зарослей кустов березы, осины и тальника высотой до 2-4 м.

Исходя из природных условий (таежная местность, отсутствие дорог, ограниченная возможность передвижения), для сейсморазведочных работ установлена IV категория сложности производства работ.

2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ

К настоящему времени на исследуемой территории проведены геолого-съемочные, аэромагнитные, гравиметрические, электроразведочные, а также сейсмические исследования.

В 1957 году была издана государственная геологическая карта масштаба 1:1000000 листов О-49, Р-49. В 1977-81 годах территория покрывается съемкой масштаба 1: 200 000. В результате этих работ закартированы кембрийские, ордовикские и юрские отложения. Выделено значительное количество тектонических нарушений, имеющих самую различную ориентировку. Участки сгущения нарушений нередко группируются в зоны дробления северо-восточного простирания шириной 10-12 км и длиной 25-60 км и более.

Площадь работ расположена в пределах Талаканского месторождения, на котором ведётся эксплуатационное бурение скважин.

Гравиразведочными исследованиями масштабов 1: 1000 000 и 1: 200 000 покрыта вся исследуемая территория. Отмечено общее совпадение простираний гравитационных и магнитных аномалий. Гравитационное поле отличается сложным разнородным характером. Аномалии Δģ имеют изометричные очертания и в большинстве своем совпадают с магнитными аномалиями. Анализ имеющихся материалов показывает, что магнитные и гравитационные аномалии отражают, в основном, вещественный состав и внутреннее строение пород фундамента, а также связаны с интрузивными образованиями.

В результате аэромагнитных исследований масштабов 1: 1 000 000, 1: 200 000; 1: 100 000 составлены карты изодинам ΔТ, прослежены зоны региональных разломов. Намечены дизьюнктивные нарушения северо-западного, субмеридионального и северо-восточного простираний.

Электроразведочные исследования проведены в модификациях ЗСБ и МИЭП. Электроразведочными работами ЗСБ масштаба 1: 200 000 покрыта вся исследуемая площадь. Установлено, что поверхность фундамента в районе работ залегает на глубинах 1,5 - 2,5 км. В нижней части разреза осадочного чехла выделены аномалии пониженных значений, проводимости ΔŚτ. Следует отметить, что полевые работы проводились разнесенной установкой, что привело к низкой дифференциации разреза.

Большинство минимумов ΔŚτ совпадают со структурами, выделенными сейсморазведкой по горизонту КВ.

Сейсморазведочные исследования в районе проводятся с 1976 года.

С 1978 года на исследуемой территории проводятся работы МОГТ. Система наблюдения - 6-кратная фланговая, взрывной интервал 100 м, удаление ПВ относительно базы приема на 300 м. Возбуждение упругих колебаний осуществлялось из скважин глубиной 15 м, вес заряда 5,2 кг. На отдельных участках профилей, где бурение было затруднено, в качестве источника возбуждения упругих колебаний использовалась ЛДШ.

Применявшаяся методика полевых наблюдений позволила проследить целевые горизонты и выполнить структурные построения. В результате подготовлена к разведке глубоким бурением Западная структура, уточнено строение восточной части Озерной структуры, получены дополнительные материалы о строении Тымпучиканской складки.

Работы ВСП проводились с 1976 года. В результате этих исследований разрез осадочного чехла оценен как тонкослоистый, высокоскоростной и резко дифференцированный по скоростям распространения сейсмических волн. Прослежено 10-11 скоростных пластов, выполнена стратификация отражающих горизонтов, выделенных наземной сейсморазведкой.

3. СТРАТИГРАФИЯ

В геологическом строении района работ принимают участие образования кристаллического фундамента, вендские, кембрийские, юрские и четвертичные отложения. В пределах Центрального блока полный разрез осадочного чехла вскрыт скважиной № 827. В остальных пробуренных скважинах осадочная толща вскрыта в основном до подошвы билирской свиты раннего кембрия.

Ниже приводится характеристика разреза в соответствии со стратиграфической схемой, принятой в Республике Саха (Якутия) и утвержденной ранее Сибирским РМСК.

Кристаллический фундамент представлен хлорит-биотитовыми сланцами. Максимально вскрытая толщина этих образований в пределах Центрального блока составляет 39 м (скв. № 8).

Верхний рифей - венд - V

Талаканская свита - Vtl. По литологическим признакам делится на две пачки - нижнюю и верхнюю.

Нижняя пачка - Vtl1 залегает с перерывом на кристаллическом фундаменте. Представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов (толщина прослоев до 0,3-0,5 м). Песчаники красно-бурые и буровато-зеленовато-серые, мелко-среднезернистые, алевритистые с горизонтально-пологоволнистой слоистостью. Слоистость обусловлена гранулометрическим составом прослойков и налетом глинисто-слюдистого материала по плоскостям напластования.

Толщина пачки в скв. № 827 составляет 18 м.

Верхняя пачка - Vtl2 сложена преимущественно аргиллитами, содержащими прослои алевролитов и редко прослои песчаников и доломитов.

Аргиллиты зеленовато-серые, темно-серые, иногда алевритистые, слабокарбонатные, тонкогоризонтальнослоистые, по наслоению слюдистые.

Алевролиты красновато-бурые, зеленовато-серые, глинистые, слюдистые, горизонтально и волнистослоистые, прослои от нитевидных до 5 см.

Доломиты темно-серые, глинистые, с тонкой горизонтальной, иногда пологоволнистой слоистостью.

Толщина пачки в скв. № 827-43 м.

Венд - V

Талахская свита - Vtl. Залегает с перерывом на талаканской свите, сложена пестро-окрашенными песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов, в подошвенной части присутствует прослой гравелита.

Толщина свиты 54 м (скв. № 827).

Паршинская свита - Vpr. Залегает с перерывом на породах талахской свиты. По литологическим признакам делится на две пачки - нижнюю и верхнюю.

Нижняя пачка - Vpr1 сложена аргиллитами, содержащими редкие прослои алевролитов. Аргиллиты зеленовато-серые с горизонтальной, волнистой и полосчатой слоистостью, обусловленной возрастанием доли алевритистого материала по плоскостям напластования и вкраплениями пирита. Алевролиты серые, глинистые с тонкой горизонтальной слоистостью, плитчатые до листоватых.

Толщина пачки 79 м (скв. № 827).

В основании верхней пачки - Vpr2 залегают песчаники серые и темно-серые, средне-крупнозернистые до гравелитов, косослоистые. По составу обломочной части кварцевые, окатанность зерен хорошая. Содержат линзы и тонкие прослои темно-серых с зеленоватым оттенком аргиллитов с тонкой горизонтальной и линзовидной слоистостью. Эти песчаники выделяются в аналог хамакинского горизонта.

Толщина горизонта в скв. № 827 составляет 39 м.

Выше по разрезу залегает толща темно-серых, зеленовато-серых, участками трещиноватых тонкослоистых аргиллитов и алевролитов, переходящих в тонкозернистые глинистые песчаники. Толщина верхней пачки в скв. № 827 - 90 м. Суммарная толщина паршинской свиты 169 м (скв. № 827).

Иктехская серия - Ik

Иктехская серия подразделяется на три свиты: бюкскую, успунскую и кудулахскую.

Бюкская свита - Bk. Свита подразделяется на две подсвиты - нижнюю (ботуобинская толща) и верхнюю.

Нижняя подсвита - Bk1 сложена глинистыми доломитами. Толщина подсвиты 7 м (скв. № 827).

Верхняя подсвита - Bk2 сложена доломитами, ангидрито-доломитами, с прослоями доломитовых мергелей. Толщина подсвиты 22 м (скв. № 827).

Толщина бюкской свиты 29 м (скв. № 827).

Успунская свита - Yp. Свита залегает с перерывом на породах бюкской свиты. Сложена сероцветными с коричневатым или зеленоватым оттенком глинистыми доломитами, доломитовыми мергелями и аргиллитами. Отдельные прослои доломитов ангидритизированы.

Толщина свиты 63 м (скв. № 827).

Кудулахская свита - Kd. Разрез свиты сложен сероцветными глинистыми доломитами и известняками, иногда ангидритизированными. В разрезе присутствуют прослои доломитовых мергелей и аргиллитов.

Толщина свиты составляет 88 м (скв. № 827).

Венд и (или) нижний кембрий - V

Юряхская свита - Ya. По литологическим особенностям подразделяется на две подсвиты.

Нижняя подсвита - Ya1 сложена известняками и доломитами серыми со слабым коричневатым оттенком с включением кристаллов ангидрита.

Толщина нижней подсвиты 14 (скв.№ 179-35) - 18 м (скв. № 827).

Верхняя подсвита - Ya2 сложена доломитами, часто известковистыми и прослоями глинистыми, известняками иногда доломитовыми с прослоями доломитовых мергелей и аргиллитов.

Известняки и доломиты серые, темновато-серые с коричневатым или зеленоватым оттенком, иногда водорослевые.

Аргиллиты и мергели серого и темно-серого цвета, иногда с зеленоватым или коричневатым оттенком.

Толщина подсвиты 19 (скв.№ 179-79)- 38 м (скв. № 179-37).

Толщина свиты составляет 49 (скв.№ 179-35) - 55 м (скв. № 827).

Кембрийская система - €

Нижний отдел - €1

Томмотский+атдабанский ярусы - tm+ad

Билирская свита - bl. Отложения билирской свиты согласно залегают на подстилающих отложениях юряхской свиты венд-кембрия и подразделяются на нижнюю и верхнюю подсвиты. К кровле отложений билирской свиты приурочен отражающий сейсмической горизонт "II".

Верхняя подсвита - bl3 по литологическому составу делится на три пачки.

Нижняя пачка - bl1 сложена непроницаемыми массивными карбонатными породами (доломитами, известняками с прослоями ангидритов). Максимальная мощность пачки достигает 10 м в скв. 179-48 и 11 м в скв. 179-51. В скважинах 827, 179-20, 179-22, 179-61 она отсутствует.

Средняя пачка - bl2 сложена доломитами серыми, коричневатыми до темно-бурых, часто трещиноватыми, с редкими блоками известняков, участками сульфатизированные, окремненные, битуминозные. Указанная пачка является на месторождении основным природным резервуаром нефти и газа. Толщина пачки изменяется от 36 в скв. 179-37 до 58 м в скв. 179-23.

Верхняя пачка - bl3 сложена доломитами глинистыми и плотными известняками с прослоями ангидрита. Толщина ее изменяется от 5 в скв. 179-23 до 19 м в скв. 179-32.

Толщина подсвиты колеблется от 36 (скв. № 179-51) до 130 м (скв. № 179-76).

Нижняя подсвита представлена переслаиванием доломитов серых, глинистых, ангидритизированных, местами трещиноватых и аргиллитов зеленовато-серых с включением ангидрита белого, голубовато-серого.

Толщина отложений подсвиты изменяется от 19 до 35 м (скв. № 179-22 и 179-61).

Суммарная толщина свиты варьирует от 57 (скв. 179-22) до 130 м (скв. 179-76).

Осинский продуктивный горизонт - Os охватывает среднеусольскую (осинскую) подсвиту в иркутской части Талакан-Верхнечонской зоны. В якутской части зоны его аналогом является продуктивный пласт осинский. Он охватывает среднюю пачку верхнебилирской подсвиты (blr 2-2), которая сложена органогенными и органогенно-обломочными карбонатами.

Различия состава пачек осинской-верхнебилирской подсвит отчетливо проявляются на кривых гамма и нейтрон-гамма каротажа.

Средняя (органогенная) пачка (blr 2-2, os-2) отличается низкими (0,5 мкР/ч) значениями ГК и различными значениями НГК. Низкие значения НГК средней пачки характерны для Талаканского месторождения. Они определяют зону распространения коллекторов в этой пачке. Карбонаты имеют водорослевую, водорослево-микрофитолитовую и сгустковую природу. Это массивные, лишенные слоистых текстур породы мелкокомковатой структуры. В них присутствуют стилолиты и микростилолиты, а также сутуры, что придает породам грубослоистый облик.

Верхняя пачка подсвиты (blr 2-2, os-2) сложена преимущественно ангидритовыми доломитами, глинистыми доломитами, в подчиненном количестве ангидритами.

На Талаканском месторождении зона увеличенной мощности пачки blr 2-2 (42-54 м) образует субширотную полосу шириной в среднем около 25 км. В итоге мощность пачки сокращается с 55 до 10 м. Форма пачки blr 2-2 в поперечном разрезе представляется как плосковыпуклая линза с бугристой поверхностью.

Атдабанский ярус - Ad

Юрегинская свита - Yp. Отложения юрегинской свиты согласно залегают на отложениях билирской свиты. Разрез свиты сложен мощной толщей каменной соли белой, розовато-серой, с подчиненными прослоями доломитов серых, темно-серых, массивных и аргиллитов темно-серых, реже известняков зеленовато-серых. Толщина отдельных пластов каменной соли достигает 36-59 м. Толщина свиты составляет от 200 (скв. № 179-37) до 288 м (скв. № 179-64).

Нелбинская свита - Nl. Отложения нелбинской свиты согласно залегают на отложениях юрегинской свиты. Представлены доломитами коричневато-серыми, плотными, массивными, глинистыми, ангидритизированными с прослоями аргиллитов зеленовато-серых, в нижней части с незначительными пропластками каменной соли. Толщина свиты составляет от 52 (скв. № 179-31) до 65 м (скв. № 179-54).

Эльгянская свита - Ln. Отложения эльгянской свиты согласно залегают на отложениях нелбинской свиты. Разрез свиты сложен доломитами и известняками серыми, темно-серыми, плотными, массивными, глинистыми, ангидритизированными с прослоями аргиллитов зеленовато-серых. Толщина свиты составляет от 48 (скв. № 179-22) до 62 м (скв.№ 179-39).

Толбачанская свита - Tl. Отложения толбачанской свиты согласно залегают на подстилающих отложениях эльгянской свиты и подразделяются на нижнюю и верхнюю подсвиты.

Нижняя подсвита - Tl1 представлена доломитами и известняками темно-серыми, коричневато-серыми, массивными, участками трещиноватыми, глинистыми, ангидритизированными, засолоненными. Толщина отложений подсвиты изменяется от 91 (скв. № 179-27) до 127 м (скв. № 179-64).

Верхняя подсвита - Tl2 представлена доломитами и известняками темно-серыми, коричневато-серыми, массивными, прослоями глинистыми, ангидритизированными. Толщина отложений верхнетолбачанской подсвиты изменяется от 152 (скв. № 179-22) до 225 м (скв. № 179-64).

Общая толщина толбачанской свиты изменяется от 254 (скв. № 179-27) до 352 м (скв. № 179-64).

Ботомский ярус - Bt

Олекминская свита - Oe. Отложения свиты согласно залегают на породах толбачанской свиты. Представлены толщей известняков светло- и темно-серых до черных, известковых доломитов серых, коричневато-серых, мелко и среднезернистых, участками окремненных, ангидритизированных, глинистых, трещиноватых. Толщина отложений свиты составляет от 94 (скв.№ 179-59) до 112 м (скв. № 179-22).

Тойонский ярус - To

Чарская свита - Ap. Отложения чарской свиты согласно перекрывают породы олекминской свиты. Литологически представлены доломитами коричневато-серыми, темно-серыми, плотными, местами трещиноватыми, участками сильно ангидритизированными, засолоненными. Толщина отложений чарской свиты колеблется в пределах от 109 (скв.№ 179-67) до 203 м (скв. № 179-42).

Нижний+средний кембрий - €

Тойонский+амгинский ярусы - To+Ag

Ичерская свита. Согласно залегает на отложениях чарской свиты. Разрез ичерской свиты представлен однородной толщей доломитов коричневато-серых, с прослоями аргиллитов.

Толщина свиты составляет от 35 (скв. № 179-32) до 63 м (скв. № 179-79).

Средний кембрий - €2

Амгинский ярус - Ag

Метегерская свита - Mt. Согласно залегает на отложениях ичерской свиты. Разрез метегерской свиты сложен доломитами светло-серыми, коричневато-серыми, плотными с прослоями аргиллитов и мергелей красно-бурых. Толщина отложений метегерской свиты составляет от 61 (скв. № 179-20) до 114 м (скв. № 179-27).

Средний+верхний кембрий €2+3

Майский ярус - Mc

Верхоленская серия -Vp

Бордонская свита - Br. Свита залегает с перерывом на отложениях метегерской свиты. Сложена красновато-коричневыми, бурыми, реже зеленовато- серыми мергелями доломитовыми, прослоями также окрашенных аргиллитов, иногда алевролитами.

Толщина отложений изменяется от 11 (скв. № 179-22) до 98 м (скв. № 179-70).

Юрская система - J

Нижний отдел - J1

Геттангский+плинсбахский ярусы Gt+Pu

Отложения выделены в верховье р. Кадалы (севернее скв. 804) и слагают верхние части склонов и водоразделы. Отложения представлены аргиллитами и алевролитами глинисто-аргиллитовой фации озерно-болотного генезиса.

Толщина 0-100 м.

Четвертичная система - Q

Четвертичные отложения со стратиграфическим несогласием залегают на породах нижнебордонской подсвиты и представлены суглинками, глинами, песками, галькой различного петрографического состава.

Толщина четвертичных отложений от 0 до 15 м.

4. ТЕКТОНИКА

В тектоническом отношении Талаканское газонефтяное месторождение занимает самое высокое гипсометрическое положение в пределах одноименного поднятия. Талаканское поднятие, как структура II порядка, является одновременно наиболее приподнятой частью Непско-Пеледуйского свода и всей Непско-Ботуобинскойантеклизы в целом. Являясь крупнейшим платформенным надпорядковым структурным элементом, антеклиза, в свою очередь, входит в состав докембрийской Сибирской платформы. По поверхности фундамента в пределах изогипсы минус 2,5 км антеклиза представляет собой структуру продолговатой формы, ориентированную в северо-восточном направлении. Амплитуда ее по поверхности фундамента 750-1000 м, размеры ориентировочно 350 х750 км. Северная часть антеклизы осложнена крупными структурными элементами I порядка с амплитудами до 200-300 м (Непско-Пеледуйский свод, Мирнинский выступ).

Размеры Талаканского поднятия составляют 120 х 60 км. Толщина осадочного чехла варьирует в пределах 1550-2300 м и более. В центральной части поднятия в низах осадочного чехла по геолого-геофизическим данным выделяется Верхнечонско-Талаканский грабенообразный прогиб, который является частью системы прогибов, заложенных в протерозое и развивавшихся в довендский период. Протяженность его свыше 70 км в северо-западном направлении в сторону Верхнечонского месторождения. По данным бурения поверхность фундамента в контурах месторождения вскрыта на уровне минус 1170-1300 м в Восточном и Таранском блоках (скважины №№ 825, 826, 870), в Центральном блоке на абсолютной отметке - 1266 м (скважина № 827). В осевой части Верхнечонско-Талаканского грабена по данным бурения параметрической скважины № 804 поверхность фундамента на абсолютной отметке - 1913 м не вскрыта.

Осадочный чехол рассматриваемого района представлен двумя структурными этажами: рифейско-нижнепалеозойским (1 - 2 км) и несогласно его перекрывающим юрским (до 100 м). В составе нижнего этажа по структурным особенностям можно выделить четыре структурных комплекса (яруса): рифейско-хоронохский (рифей-нижний венд), талахско-нижнебюкский (нижний венд), верхнебюкско-билирский (верхний венд-нижний кембрий) и юрегинско-верхоленский (нижний-верхний кембрий), отличающихся структурным планом и проявлением деформаций.

Достаточно полное представление о строении Талаканского месторождения можно получить на основе структурных построений по сейсмическим отражающим горизонтам КВ (кровля терригенных отложений венда) и II (пограничные слои юрегинских галогенных пород и верхнебилирских карбонатных отложений нижнего кембрия).

На структурной карте по отражающему горизонту КВ структурный план практически полностью соответствует карте по отражающему горизонту II. Изменения проявляются в несколько больших углах падения пород, за счет увеличения в юго-восточном направлении подсолевого венд-нижнекембрийского карбонатного комплекса. Изменение градиента наклона происходит только в южной части месторождения и остается постоянным в северной. Для Центрального блока он составляет, соответственно, от 15 до 5 м/км.

Основной продуктивный горизонт в пределах Талаканского месторождения приурочен к карбонатным отложениям верхнебилирской подсвиты. Кровля осинского продуктивного горизонта расположена на несколько метров глубже (максимум до 15 м) подошвы галогенных образований юрегинской свиты и, соответственно, отражающего сейсмического горизонта II. Поэтому структурные планы по кровле горизонта II и кровле коллекторов осинского горизонта имеют практически полное совпадение. Отмечается также унаследованность структурных планов по более молодым кембрийским отложениям осадочного чехла. Вверх по разрезу структурная поверхность кровли олекминских отложений выполаживается.

Характерной особенностью является блоковое строение Талаканского поднятия. Серией дизъюнктивных нарушений северо-западного простирания оно раздроблено на три крупных тектонических блока, получивших названия: Таранский, Центральный и Восточный. Ориентировка нарушений, ограничивающих грабенообразные прогибы, в целом согласуется с простиранием изолиний поверхности фундамента.

К настоящему времени наиболее изучен глубоким бурением и сейсморазведкой Центральный блок, контролирующий основные по запасам залежи нефти. Ограничивающие его с юго-запада и северо-востока протяженные дизъюнктивные нарушения, уверенно выделяются по геолого-геофизическим данным.

В каждом из блоков по результатам бурения установлены различные водонефтяные контакты. Более северная из них, нефтяная залежь I, почти целиком по периметру контролируется тектоническими экранами. Площадь тектонического блока около 120 км2. К югу от него выделяется клиновидной формы небольшой блок, в котором выявлена газонефтяная залежь II с более высоким гипсометрическим положением ВНК. Площадь блока II составляет 35 км2. Южный наиболее крупный блок площадью 136 км2. контролирует залежь III.

Размеры Центрального блока в целом составляют 31 х 10-13 км, площадь 290 км2, амплитуда 200 м. Градиент падения пластов в юго-восточной периклинальной части блока составляет 13 м/км, а северо-западной – 6 м/км, что подчеркивает его асимметричное строение.

С запада через узкий и глубокий прогиб к Центральному блоку примыкает Таранский блок. Размеры его составляют 14 х 9 км, площадь 120 км2, простирание – северо- западное. Малоамплитудными дизъюнктивными нарушениями залежь Таранского блока в свою очередь разбита на три части.

Восточный блок наименее изучен сейсморазведкой и бурением. Тем не менее, контуры его определены достаточно уверенно. С севера и юга по результатам глубокого бурения установлена линия замещения коллекторов. С северо-запада и юго-востока блок ограничен тектоническими нарушениями типа сбросов. Размеры блока 14 х 10-13 км, площадь 160 км2. В пределах указанных границ амплитуда его составляет 100 м.

5. ИСТОРИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ ТЕРРИТОРИИ

Тектонической основой Средней Сибири служит древняя Сибирская платформа, граница которой обычно проводится по северной окраине Среднесибирского плоскогорья. Тектоническое положение северной части Средней Сибири определяется неоднозначно. Долгое время территорию Таймыра и Северо-Сибирской низменности считали областью герцинской складчатости, затем в ее пределах стали выделять участки каледонской, байкальской и мезозойской складчатости. Все это нашло отражение на тектонических картах (1952, 1957, 1969 и 1978 гг.). Однако последними работами по тектонике Таймыра установлено, что в его строении, как и в строении Анабарского массива, принимают участие метаморфические комплексы фундамента, перекрытые протерозойскими отложениями. Это дало основание М.В. Муратову (1977 г.) отнести Таймыр к категории щитов, включив его в состав Сибирской платформы. Все большее число исследователей поддерживают эту точку зрения.

Таким образом, территория Средней Сибири практически совпадает с Сибирской платформой. Лишь юго-восточная часть платформы, ее Алданский щит, лежащий в основе Алданского нагорья, рядом исследователей (С.С. Воскресенский, 1968; Н.И. Михайлов, 1961; Н.И. Михайлов, Н.А. Гвоздецкий, 1976; и др.) не включается в состав Средней Сибири. Основанием для этого служат существенные различия в современной природе Алданского нагорья и Средней Сибири, обусловленные тем, что его развитие на протяжении длительной мезокайнозойской истории существенно отличается от развития остальной территории платформы и сближается с северобайкальскими нагорьями.

Фундамент платформы сложен архейскими и протерозойскими складчатыми комплексами и имеет расчлененный рельеф. В Анабарском и Таймырском массивах породы фундамента (гнейсы, кварциты, мраморы, граниты) выходят на поверхность. Области неглубокого залегания фундамента (до 1 - 1,5 км) располагаются на окраинах Анабарского массива, северном склоне Алданского щита, на западной окраине платформы (Туруханское поднятие, склон Енисейского массива) и пересекают территорию с северо-востока на юго-запад от низовий Лены к Восточному Саяну. Складчатые структуры Енисейского поднятия были созданы в позднем протерозое (байкальская складчатость).

Поднятия фундамента разделены обширными и глубокими впадинами: Тунгусской, Пясинско-Хатангской, Ангаро-Ленской и Вилюйской, которая на востоке смыкается с Предверхоянским краевым прогибом. Впадины заполнены осадочными толщами большой мощности (8 - 12 км). Лишь в Ангаро-Ленском прогибе мощность чехла не превышает 3 км.

Формирование осадочного чехла Сибирской платформы началось в нижнем палеозое общим погружением, вызвавшим крупную морскую трансгрессию. Для отложений кембрия характерна большая фациальная изменчивость и перерывы в осадконакоплении, свидетельствующие о довольно большой подвижности территории. Наряду с конгломератами, песчаниками и известняками по окраинам платформы в морских лагунах накапливались красноцветные толщи, содержащие соли и гипсы.

Но преобладают среди нижнепалеозойских отложений известняки и доломиты, выходящие на поверхность на обширных пространствах.

В конце силура почти вся территория испытала поднятие, явившееся отзвуком каледонской складчатости на соседних с платформой территориях. Морской режим сохранился лишь в Пясинско-Хатангской впадине и в северо-западной части Тунгусской синеклизы. В течение девона территория платформы продолжала оставаться сушей. В раннем девоне заложилсяЮжнотаймырскийавлакоген, где накопился полный разрез девонских отложений.

В верхнем палеозое в условиях медленного погружения на обширной территории Тунгусской и Пясинско-Хатангскойсинеклиз устанавливается озерно-болотный режим. Здесь накопились мощные пласты тунгусской свиты. Нижняя часть этой свиты, представлена так называемой продуктивной толщей - чередованием песчаников, глинистых и углистых сланцев, алевролитов и прослоек каменного угля. Мощность этой толщи до 1,5 км. К ней приурочены промышленные пласты каменного угля, распространенные на огромной территории.

Продуктивная угленосная толща пронизана многочисленными интрузиями основных магматических пород и перекрыта вулканогенной толщей, состоящей из туфов, туфобрекчий, лавовых покровов с прослоями осадочных пород. Ее формирование связано с проявлением платформенного трещинного магматизма в конце перми - триасе, обусловленного активизацией разломов  и дроблением фундамента, совпавшего с тектоническими движениями в соседнем Урало-Монгольском поясе. Созданные им эффузивные и интрузивные образования основного состава носят названия траппов, а сам магматизм - траппового магматизма.

Траппы - характерная особенность геологического строения Сибирской платформы, резко отличающая ее от Русской платформы. Формы залегания траппов разнообразны. В их распределении прослеживается четкая закономерность. В Курейской впадине - наиболее глубоко опущенной северо-западной части Тунгусской синеклизы преобладают мощные базальтовые (лавовые) покровы. Секущие интрузии (дайки, жилы, штоки) господствуют в центральной части синеклизы. Лакколиты и пластовые интрузии (силлы) наиболее характерны для ее западной, восточной и южной окраин, где проходят главные зоны разломов, отделяющих синеклизу от других структур. Здесь же сосредоточена и основная масса трубок взрыва (кольцевых структур). Вне пределов Тунгусской синеклизы траппы встречаются значительно реже (на Таймыре, по северной окраине Анабарского массива).

Излившаяся и внедрившаяся базальтовая магма пронизала породы платформы, создала еще более жесткий и устойчивый каркас, поэтому западная часть в дальнейшем почти не подвергалась прогибаниям.

На рубеже палеозоя и мезозоя произошли глыбовые движения, разрывы и складчатость в Южнотаймырскомавлакогене.

В позднем мезозое большая часть Средней Сибири испытывала поднятие и представляла собой область сноса. Особенно интенсивно воздымались Курейская впадина, превратившаяся в обращенную морфоструктуру - плато Путорана, Анабарский свод и северная часть Енисейского поднятия. Происходит прогибание в Пясинско-Хатангскойсинеклизе, вдоль восточной и южной окраин платформы. Оно сопровождается кратковременной морской трансгрессией, не заходившей далеко на юг, поэтому среди юрских отложений резко преобладают континентальные угленосные толщи с промышленными запасами углей. Меловые отложения распространены лишь в Пясинско-Хатангскойсинеклизе (аллювиально-озерные слабоуглистые фации), Вилюйской синеклизе и Предверхоянском прогибе, где представлены мощной (до 2000 м) аллювиальной грубообломочной толщей.

К концу мезозоя вся территория Средней Сибири представляла собой компактную сушу, являющуюся областью денудации и формирования поверхностей выравнивания и коры выветривания.

Кайнозой характеризовался дифференцированными колебательными движениями с общей тенденцией к поднятию. В связи с этим резко преобладали процессы размыва. Происходило расчленение поверхности речной сетью. Палеогеновые отложения встречаются редко, представлены аллювиальными глинами, песками и галечниками и связаны с остатками древних речных долин. В конце неогена и в четвертичное время на фоне общего поднятия возросла дифференцированность вертикальных движений. Наиболее интенсивно поднимались Бырранга, Путорана, Анабарский и Енисейский массивы. Испытывала опускание восточная часть Вилюйской синеклизы, где в течение неогена накопилась толща крупнообломочных красноцветных галечников мощностью 3 - 4 км.

В целом для Сибирской платформы характерна большая активизация неотектонических движений по сравнению с Русской. Это нашло свое отражение в ее более высоком гипсометрическом положении, а также в преобладании среди морфоструктур высоких плато и равнин. В результате новейших тектонических движений произошла перестройка древней гидрографической сети. Об этом свидетельствуют сохранившиеся на водоразделах остатки речных систем. Общее поднятие территории обусловило глубокое врезание рек и формирование серии речных террас.

В начале четвертичного периода суша занимала наибольшие площади и простиралась на север до границ современного шельфа. На фоне общего похолодания, начавшегося в неогене, это вызвало усиление континентальности и суровости климата Средней Сибири, уменьшение количества осадков. Во время среднеплейстоценовой бореальной трансгрессии Северо-Сибирская низменность и опустившиеся окраины Таймыра были затоплены морскими водами. Горы Бырранга и Северная Земля представляли собой невысокие острова. Море вплотную подступало к северным и северо-западным подножиям Среднесибирского плоскогорья. Это вызвало увеличение количества осадков и развитие оледенения. Центром оледенения были плато Путорана и Таймыр. В настоящее время установлено, что максимальное (Самаровское) оледенение было покровным. Его граница достаточно отчетливо просматривается лишь в юго-западной части: устье Подкаменной Тунгуски, верховья Вилюя и Мархи и далее к долине Оленека. Восточный отрезок границы не прослеживается, Тазовское оледенение имело меньшие размеры.

После кратковременной регрессии моря, во время которой не только Таймыр, но и Северная Земля причленились к суше, начинается новая морская трансгрессия. Развивается Зырянское (верхнеплейстоценовое) оледенение. Накопление льда происходило на Таймыре, плато Путорана и Анабарском массиве. Граница максимального распространения льдов во время Зырянского оледенения проходила от устья Нижней Тунгуски в верховья реки Мойеро (правый приток Котуя), огибала с юга Анабарский массив, шла к нижнему течению реки Анабар и к восточной оконечности Таймыра. Последней фазой деградации верхнеплейстоценового оледенения считается горно-долинная Сартанская стадия, следы которой зафиксированы в центральной части плато Путорана, на Таймыре.

Главной особенностью плейстоценовых оледенений в Средней Сибири явилась малая мощность, а отсюда и малая подвижность ледника. Море, подступавшее к подножию Среднесибирского плоскогорья, было холодным, поэтому формировавшийся над ним воздух содержал мало влаги. Основная масса осадков выпадала в северо-западной части - на Таймыре и плато Путорана. К югу и востоку количество осадков быстро уменьшалось, резко сокращалась и мощность ледника. Эти ледники были "пассивными". При малой подвижности ледников была мала и их разрушительная деятельность. Следовательно, в теле ледников содержалось мало мореного материала, и он был слабо окатан, т. е. сходен со склоновыми делювиальными отложениями. Малая рельефообразующая роль среднесибирских ледников обусловила и значительно более слабую сохранность следов их существования, чем на Русской равнине да и в Западной Сибири. Поэтому многие вопросы, связанные с характером, количеством, границами и возрастом оледенений Средней Сибири, до сих пор остаются дискуссионными.

Огромные площади внутренних частей Средней Сибири находились в условиях перигляциального режима. Холодный сухой климат способствовал глубокому промерзанию почв и грунтов. Формировалась многолетняя мерзлота, а местами и подземные льды. Особенно интенсивно шло образование мерзлоты в конце среднего плейстоцена, в период регрессии моря, когда в связи с увеличением площади суши в северных широтах резко усилилась континентальность и сухость климата Средней Сибири.

Сохраняющаяся с неогена тенденция к похолоданию климата вела к постепенному обеднению растительности Средней Сибири. Богатые по видовому составу хвойно-широко-лиственные леса плиоцена сменились в нижнем плейстоцене обедненной берингийской темнохвойной тайгой с примесью широколиственных пород (липы, дуба, граба, лещины) в южных районах.

6. ГИДРОГЕОЛОГИЯ

Подземные воды четвертичных отложений распространены по всей трассе проектируемого нефтепровода. Однако, как правило, они находятся в кристаллическом состоянии и формируют сезонно существующие надмерзлотные подземные воды в период оттаивания (льдистость отложений может достигать 20 %). В свободном гравитационном состоянии подземные воды четвертичных отложений образуют относительно маломощные, локально распространенные аллювиальные и аллювиально-болотные водоносные горизонты в долинах рек Нижняя Тунгуска, Бол. и Мал. Тиры, Половинная.

Аллювиально-делювиальные отложения долин рек сложены преимущественно грубообломочным материалом мощностью до 10 м с высокими фильтрационными параметрами.     

Аллювиальные отложения русловой и пойменной фаций крупных рек (Лены, Нижней Тунгуски, Илима) имеют более сложное строение. В русловой фации современных отложений выделяется до пяти инженерно-геологических категорий, отличающихся по гранулометрическому составу и представленных гравийно-галечниковыми разностями, а также средне- и разнозернистыми песками с разным содержанием гравийно-галечникового материала. Фильтрационные свойства пород русловой фации могут быть очень высокими: коэффициент фильтрации может достигать 1000 м/сутки. Пойменная фация современных аллювиальных отложений представлена супесями, суглинками и тонко- и мелкозернистыми песками, коэффициент фильтрации которых по сравнению с русловой фацией снижается в 10-100 раз.

На участках развития ММП надмерзлотные водоносные горизонты имеют незначительную мощность (до 2,5 м) и, как правило, сезонное существование. Нисходящие источники имеют дебит не более 1-3 л/с.

Межмерзлотные воды формируются в процессе замерзания надмерзлотных в осенне-зимний период.

Подмерзлотные водоносные горизонты изучены только в разрезе аллювиальных отложений р. Лены и ее наиболее крупных притоков, где их мощность достигает 10-15 м. Воды слабо напорные, дебит скважин достигает 2 л/с, коэффициент фильтрации не выше 100 м/сут. Воды преимущественно пресные гидрокарбонатные кальциевые.

Основным источником питания грунтовых вод аллювиальных отложений являются атмосферные осадки, а также поверхностные воды рек и временных водотоков в период половодья и паводка. Водообильность родников и скважин, вскрывающих водоносный комплекс, «пестрая» и варьирует в диапазоне 0,2-6,0 л/c.

Глубина залегания грунтовых вод в аллювиальном водоносном горизонте обычно составляет первые метры.  Минерализация (в случае

отсутствия разгрузки рассолов) не превышает 180-380 мг/л. Воды преимущественно гидрокарбонатные пестрого катионного состава. При наличии разгрузки подземных вод из подстилающих пород соленость вод аллювиального горизонта может увеличиться до 2500 мг/л (р. Залари) с соответсвующим изменением типа вод на гидрокарбонатно-хлоридный, кальциево-натриевый или сульфатный кальциевый. В отдельных случаях фиксируется резкое увеличение содержания радона.

7. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

В разрезе осадочной толщи выявлен ряд промышленно-нефтегазоносных и перспективных горизонтов с доказанной нефтегазоносностью, имеющих региональное распространение: вилючанский, талахский, хамакинский, улаханский и ботуобинский.

Запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов подсчитаны объемным методом.

Согласно имеющимся данным все основные подсчетные параметры базируются на результатах комплексного изучения керна, материалов ГИС, гидродинамических исследований и пластовых флюидов. В настоящей работе на основе анализа структуры утвержденных ГКЗ РФ по состоянию на 01.06.1994г. балансовых и извлекаемых запасов углеводородов и сопутствующих им компонентов произведено их перераспределение по блокам тектонически и гидродинамически разобщенных нефтегазоносных площадей в соответствии с принятыми принципиальными положениями проектируемой системы разработки месторождения.

Месторождение разделено на три отдельных блока: Центральный, Восточный и Таранский. Извлекаемые запасы нефти на Талаканском месторождении по категории C1 составляют 105,449 млн. тонн, по категории С2 — 18,132 млн. тонн, запасы газа по категории С1 — 43,533 млрд. кубометров, по категории С2 — 19,634 млрд. кубометров, запасы конденсата по категории С1 — 375 тыс. тонн.

Нефтепродуктивные пласты Талаканского месторождения расположены довольно близко к поверхности земли — на глубине от 1000 до 1200 метров. Скважины характеризуются высоким дебитом. Однако в отличие от месторождений Западной Сибири на Талаканском лицензионном участке нефть залегает в карбонатных отложениях (доломиты).

Разработка началась в начале 1990-х годов, в 1994 году был запущен временный нефтепровод до посёлка Витим, 4 октября 2008 года был осуществлён запуск в эксплуатацию в реверсном режиме части Восточного нефтепровода от Талаканского месторождения до Тайшета длиной 1105 км, что позволяет осуществлять поставку нефти на Ангарский нефтехимический комбинат. По состоянию на 2011 год ежемесячная добыча нефти на месторождении составляет около 160 тыс. т.

В соответствии с нефтегеологическим районированием месторождение расположено в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области.

Непско-Ботуобинская газонефтеносная область соответствует одноименной антеклизе и части Предпатомского прогиба, отделяющего антеклизу от складчатого обрамления Сибирской платформы. В центре Непско-Ботуобинскойантеклизы выделен Непский свод, в северной части – Мирнинский и Сюльдюкарский структурные мысы и Верхневилючанское куполовидное поднятие, а на юге –Усть-Кутское куполовидное поднятие.

В разрезе области выделяются два основных нефтегазоносных комплекса: вендский терригенный и кембрийский карбонатно-соленосный.

Вендский комплекс представлен толщей переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов непской свиты. Пористость песчаных горизонтов-коллекторов достигает 22 %, проницаемость 2*10-12м2.

Кембрийский комплекс состоит из двух частей –подсолевой (иктехская свита, средняя и верхняя подсвиты мотской свиты) и межсолевой (карбонаты осинского горизонта, усольской, бельской, булайской, ангарской свит нижнего кембрия и литвинцевской свиты среднего кембрия). Карбонатные пласты-коллекторы этого комплекса имеют пористость от 5 до 10, реже до 18%, и довольно высокую проницаемость.

В пределах Непско-Ботуобинской газонефтеносной области открыты Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное, Верхневилючанское и Вилюйско-Джербинское газоконденсатные месторождения в ловушках структурного типа; Марковское, Ярактинское и Аянское газонефтяные месторождения в литологических ловушках. Кроме того, промышленные притоки газа получены на Верхнечонской, Преображенской, Талаканской, Хотого-Мурбайской площадях, нефти на Большетирской, Даниловской, Верхнечонской, Криволуцкой, Тас-Яряхской площадях. Для поисков значительных по запасам газоконденсатных и нефтегазоконденсатных скоплений в терригенных отложениях венда наиболее перспективны склоны антеклизы, а также Верхнечонская и Пеледуйская вершины Непскогосвода. Весьма благоприятными районами для поисков скоплений нефти и газа являются также северная часть антеклизы (Ботуобинско-Мирнинскийучасткок) и зона выклинивания терригенных пород венда в юго-восточной части антеклизы. Карбонатные и карбонатно-соленосные отложения кембрия наиболее преспективны в центральной части антеклизы и на северо-западном ее склоне, обращенном к Курейскойсинеклизе.

Талакан-Верхнечонская зона нефтегазонакопления находится на вершине Непского свода. В непосредственной близости от участка работ открыты крупнейшие месторождения: газонефтяное Верхнечонское, гигантское нефтегазовое Чаяндинское, Алинское, Тымпучиканское, крупнейшее газонефтяное Талаканское в карбонатах осинского горизонта верхневендско-нижнекембрийского нефтегазоносного комплекса. В зоне более 200 скважин вскрыли осинский продуктивный горизонт.

В осинское время образовался Талакан-Игнялинский краевой риф. Он расположен вдоль южной окраины Ботуобинско-Талаканской карбонатной платформы осинского времени. Условия формирования краевого рифа и органогенных построек в осинском горизонте определяют прогноз нефтегазоносности на территории зоны.

Талаканское месторождение открыто в 1984 году.

Начало бурения было связано с реализацией регионального этапа в период 1980-1981гг, когда были пробурены параметрические скважины №№ 804, 809 и 803. Бурение этих скважин осуществлялось в рамках Программы регионального изучения центральной части Непско-Пеледуйского свода и осложняющего его крупного Талаканского поднятия.

Скважиной № 809 впервые была установлена промышленная газоносность песчаников хамакинского горизонта венда. При опробовании в интервале 1381-1410м получен приток газа дебитом 197,4 тыс. м3/сут на диафрагме 12,79 мм. При испытании в колонне талахского горизонта в интервале 1528-1544 м получен слабый приток газа из песчаников эффективной толщиной 4,4м.

Скважина № 809 является первооткрывательницей Центрально-Талаканского месторождения, запасы которого были поставлены в 1984 г., после подтверждения промышленной ценности хамакинской залежи скважинами №№ 817 и 823. В современных контурах Талаканского месторождения скв. № 809 находится в крайней северо-восточной части Восточного блока.

Далее на Центрально-Талаканской площади были пробурены две поисковые скважины №№ 812 и 815. В скв. № 812 в 1985 г. из карбонатных коллекторов осинского горизонта впервые был получен приток газа дебитом 538,5 тыс. м3/сут на шайбе 25,4 мм.

Глубокое бурение осуществлялось Витимской НГРЭ, Чаро-Токкинской НГРЭ, Среднеленской НГРЭ ПГО «Ленанефтегазгеология» и бригадами бурения АО «Ленанефтегаз».

В 1987 году в результате проведения поискового бурения в Таранском блоке, примыкающем с юго-запада к Центральному, было открыто одноименное Таранское месторождение. В скважинах-первооткрывательницах №№ 870 и 871 была установлена промышленная газоносность осинского горизонта. В период 1987-1990 гг получены промышленные притоки нефти и установлены газонефтяные, водонефтяные и чисто нефтяные зоны залежи Талаканского месторождения. Скважиной № 827 впервые на месторождении вскрыт полностью нефтенасыщенный пласт О-I, из которого получен высокодебитный приток нефти.

В Центральном блоке, начиная с 1993 года, начаты ОПЭ в районе скв. 827. В августе 1996 года состоялся пуск временного нефтепровода Талакан-пос.Витим протяженностью 109 км.

Результатом выполненных геолого-разведочных работ на месторождении были получены основные результаты.

  1.  Установлена промышленная нефтегазоносность карбонатных коллекторов осинского горизонта (пласт О-I) с высокой плотностью запасов.
  2.  Глубина залегания нефтегазовой залежи 1000-1100 м.
  3.  Установлено, что терригенная толща венда вследствие низких ФЕС коллекторов потенциально продуктивных горизонтов, в частности хамакинского и талахского, не содержит промышленных скоплений УВ. Исключением является район скв. 809, где открыта небольшая газовая залежь в хамакинском горизонте в Восточном блоке месторождения.
  4.  Выявлена площадная и вертикальная неоднородность распространения продуктивных коллекторов, литологический и тектонический контроль распространения залежей УВ.
  5.  В подсчете запасов 1997 года принято: уровни межфлюидных контактов контролируются границами тектонических экранов трех блоков.
  6.  В 1989 году Таранское и Центрально-Талаканское месторождения были объединены в единое Талаканское месторождение

  1.  ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКОВ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ.

8.1. Простая соляно-кислотная обработка

Применение простых кислотных обработок – наиболее распространенного вида кислотных обработок нефтяных скважин, направлено на воздействие растворами кислоты на продуктивные породы призабойной зоны скважин с целью повышения их производительности.

Объектами для проведения простых кислотных обработок могут быть нефтяные, газовые, нагнетательные или сбросовые скважины. Простые кислотные обработки, как правило, являются вторым видом после проведения кислотных ванн, если совокупность условий позволяет их осуществление.

Простые кислотные обработки являются методом первичного воздействия раствором кислоты на породы призабойной зоны скважины. Если кислотные ванны подготавливают поверхность ствола скважины в интервале продуктивных коллекторов, то цель простых кислотных обработок – воздействие растворами кислоты на породы призабойной зоны как для разработки порового пространства ее, так и для выноса загрязняющих призабойную зону материалов за счет увеличения проницаемости пород. При этом необходимо иметь в виду, что первая простая кислотная обработка на скважине должна охватывать призабойную зону в непосредственной близости от стенок скважины.

При последующих простых кислотных обработках скважины объемы растворов кислоты должны увеличиваться в соответствии с необходимостью воздействовать на породы призабойной зоны по большому радиусу.

Простые кислотные обработки могут применяться на скважинах с открытым забоем или обсаженным колонной. В зависимости от химико-минералогического состава пород при простых кислотных обработках применяют растворы соляной кислоты или смесь соляной и плавиковой кислот.

8.2. Технология и техника проведения простых кислотных обработок

Подготовка скважины с открытым стволом перед проведением простой кислотной обработки заключается в тщательной очистке забоя и стенок скважины. Очистка стенок открытого ствола скважины, как уже указывалось выше, производится сочетанием механических методов  и кислотной ванны в зависимости от состояния стенок скважины.

В скважинах с продуктивным пластом, обсаженным колонной, подготовка скважины сводится к очистке забоя от загрязняющей его пробки.

В подготовительные работы перед проведением простой кислотной обработки входят: извлечение штанг, допуск фильтра до подошвы обрабатываемого пласта, приготовление необходимых объемов раствора кислоты и продавочных жидкостей.

Как и перед проведением кислотной ванны, весьма существенно определить гидродинамическое состояние скважины – коэффициент продуктивности, статический уровень, скорость накопления уровня и др. проведение простой кислотной обработки связано с проникновением раствора кислоты в поровое пространство призабойной зоны скважины. Поэтому в зависимости от гидродинамического состояния скважины подготовительные работы должны предусматривать подготовку на скважине определенных объемов сырой дегазированной нефти, которая будет использоваться в процессе закачки кислоты.

Для проведения простых кислотных обработок объем раствора кислоты планируют для каждого месторождения и каждой скважины индивидуально. Строго теоретически обосновать  назначение точного объема кислоты для получения максимального эффекта от обработки конкретной скважины на сегодня очень трудно. Основные данные, которыми необходимо располагать для достаточного обоснованного расчета объема кислоты, как-то: радиус призабойной зоны с искусственно сниженной проницаемостью, пористость, проницаемость и химико-минералогический состав пород призабойной зоны, в большинстве случаев или полностью отсутствуют, или имеются частично. Кроме того, до настоящего времени слабо изучены кинетика взаимодействия растворов кислоты с породой в условиях пористого пространства призабойных зон и характер разрушения пород под действием кислоты. Все это создает большие трудности для научно-технического обоснования объема кислоты для получения максимального эффекта от соляно-кислотной обработки.

При отсутствии указанных данных для первичных обработок нефтяных коллекторов того или иного месторождения на основе большого опыта применения кислотных обработок нефтяных скважин на многих месторождениях с карбонатными коллекторами объем кислоты следует устанавливать из расчета 0,4 – 1,5 м3 на 1 м мощности обрабатываемого пласта. При этом наименьшие объемы (0,4 – 1,0 м3) на единицу мощности целесообразнее планировать для менее проницаемых пород с малыми начальными дебитами скважин. Для скважин с высоким начальным дебитом и породами высокой проницаемости следует планировать 1,0 – 1,5 м3 раствор кислоты на 1м мощности обрабатываемого пласта.    При этом имеется в виду, что минимальный объем кислоты назначается при первой обработке призабойной зоне скважины с последующим наращиванием объема до максимального при повторных обработках. При одной и той же степени карбонизации характер распределения карбонатов в песчаниках отличается большим разнообразием. Поэтому только промышленный опыт может позволить установить, при каком объеме кислоты и ее концентрации в данном месторождении происходит интенсивный вынос песка после кислотной обработки. Обработки первых скважин на конкретном месторождении рекомендуется начинать с применением малых объемов 0,4 – 0,6 м3 на 1 м мощности при сниженной до 8,0 – 10,0 %-ной концентрации кислоты, с наращиванием как объема так и концентрации при последующих обработках.

При больших мощностях нефтеносного пласта необходимо обработку производить по отдельным интервалам, предупреждая возможность ухода кислоты в другие интервалы ствола скважины тем или другим способом (пакерование, гидравлические условия закачки и т.д.). Объемы кислоты при повторных обработках  скважин, как правило, должны быть увеличены по сравнению с первой обработкой или вообще с предыдущей обработкой для расширения сферы распространения активной кислоты по пласту от ствола скважины.

Типовая технология проведения простых соляно-кислотных обработок заключается в следующем. После подъема подземного оборудования эксплуатационную колонну шаблонируют и промывают забой скважины методом обратной промывки. После этого трубы с шаблоном поднимают и в скважину на НКТ спускают пакер, после чего скважину промывают водой повторно. Пакер устанавливают  на  10 – 20 м  выше верхних отверстий интервала перфорации, а ниже пакера спускают ''хвост'' и НКТ такой длины, чтобы концы труб находились на уровне нижних отверстий интервала перфорации. Пакер опрессовывается на полуторократное давление, ожидаемое при закачке кислоты.

Раствор соляной кислоты, концентрацией 12 – 15 % закачивают в скважину насосными агрегатами через НКТ при открытом затрубном пространстве и продавливают в пласт водой (давление продавки создается в зависимости от приемистости скважины). Скважину закрывают на 16 – 24 часа для реагирования.

После реагирования кислоты пакер срывают и скважину промывают. Затем спускают насосное оборудование и пускают скважину в работу, после чего регулярно замеряют дебит скважины, обводненность продукции и продолжительность эффекта

Для производства закачки рабочих жидкостей при простых кислотных обработках устье скважины обвязывают с агрегатом Азинмаш-30 с добавочной  емкостью на прицепе или агрегатом другого типа (АН-500, ЦА-320) и добавочными емкостями для кислотных растворов и продавочной жидкости (рис.2.2.1).

                                                              Рисунок 1.

Схема обвязки наземного оборудования при проведении простых кислотных обработок

1 – емкость для кислоты; 2 – емкость для продавочной жидкости; 3 – емкость-прицеп с кислотой; 4 – емкость с кислотой на агрегате; 5 – устье скважины; 6 – агрегат Азинмаш-30.

Количество и объем емкостей определяются, исходя из предусмотренных планом обработки данной скважины объема и числа различных жидкостей: соляно-кислотного раствора, глинокислоты, нефти для установления циркуляции или подкачки в затрубное пространство и для продавливания кислоты, воды.

Перед закачкой рабочих жидкостей поднимают штанги и насос и доспускают трубы до забоя. Герметизируется устье скважины.

При значительном зумпфе в скважине, особенно если обработка зумпфа кислотой вызывает возможное обводнение скважин за счет установления взаимосвязи с водоносным горизонтом, зумпф заливают тяжелым раствором хлористого кальция (бланкет) с плотностью около 1,30 г/см3 (около 32 CaCl2), лишь незначительно не доводя его до нижней границы намеченного под обработку интервала пласта. В этом случае нижний конец НКТ помещают над уровнем бланкета.

Еще надежнее заливать зумпф гидрофобной высоковязкой эмульсией из этого же раствора хлористого кальция и нефти. В целях достижения высокой вязкости эмульсии для смешения следует давать возможно большее количество водной фазы – 70-80 и более. Одновременно это обеспечивает и получения наибольшей плотности эмульсии.

Если качество нефти не позволяет получить стабильную эмульсию типа «вода в нефти», то следует повысить эмульгирующую способность нефти добавлением к ней нефтерастворимых материалов, содержащих большее количество поверхностно-активных веществ: мазута, окисленного петролатума, кислого газойля.

При обработке пласта и его интервала, нижняя часть которого находится в водоплавающей части залежи или обводнена в процессе эксплуатации скважины и по организационным причинам нельзя провести изоляционные работы перед обработкой скважины, необходимо предусмотреть залив бланкета из гидрофобной эмульсии повышенной плотности до уровня, на 2-2,5 м выше водонефтяного контакта. Целесообразнее устанавливать этот бланкет после предварительной задавки собственной нефти в пределы всего пласта как намеченного к обработке, так и обводненной его части.

Если в процессе обработки возможно подвергнуть воздействию кислоты зону газовой шапки, необходимо перед закачкой кислоты заполнить скважину в пределах всего открытого ствола скважины такой же эмульсией типа «вода в нефти», применив в качестве водной фазы обычную пресную воду.

Порядок и гидравлические условия закачки рабочих жидкостей при кислотных обработках в большей степени определяются гидродинамическим состоянием скважины к моменту обработки. При этом учитываются назначение скважин и их конструкция.

Условия закачки должны обеспечивать поддержание уровня кислоты в затрубном пространстве в период закачки и остановки на реагирование только в пределах интервала ствола скважины, выбранного для данной обработки. В пласте, обсаженном колонной, нарушение этих условий приведет к подъему кислоты выше верхних отверстий перфорации.  Помимо того, что при этом определенный объем кислотного раствора не поступит в обрабатываемый пласт, на металл обеих колонн (подъемной и эксплуатационной) будет длительное время действовать эта кислота.

В условиях открытого ствола скважины с мощностью, значительно превышающей мощность намеченного для обработки интервала, подъем кислоты приведет к расходованию части ее на реагирование с карбонатными стенками ствола выше интервала обработки, а при подходящих коллекторских свойствах и к уходу в пласт в интервалах, не являющихся объектами данной обработки.

В последнем случае надежнее было бы применить пакерование открытого ствола скважины. Это вполне осуществимо, но только в условиях, когда диаметр открытого ствола скважины равен диаметру обсадной колонны. Эта единственно рациональная для крепких карбонатных пород конструкция достигается тем, что продуктивный пласт вскрывается бурением только до его кровли. После спуска и цементирования эксплуатационной колонны продуктивный пласт вскрывается долотом меньшего диаметра.

Скорость задавливания кислоты в карбонатные породы определяется  коллекторскими свойствами этих пород и перепадом давления.  Во всех случаях целью является достижение максимального распространения ее от ствола скважины в активном состоянии. Этой цели служит создание повышенного устьевого давления в скважинах первой группы (позволяющее заполнить нефтью всю скважину до перелива ее затрубного пространства), а также форсированная подкачка нефти в затрубное пространство перед закачкой кислоты.

Определенное ограничение рекомендуется только для первичной обработки малопроницаемых пористых карбонатов с тем, чтобы обеспечить более равномерную разработку приствольной части этих пород и лучше охватить всю мощность обрабатываемого пласта образованием первичных каналов растворения при первой обработке и развитием их при последующих обработках.

В этих целях не рекомендуется повышать давление при первой обработке выше 80 – 100 кг/см2 на устье, добиваясь поглощения кислоты выдерживанием скважины под этим давлением в течение определенного времени. Только в случае отсутствия поглощения при таком выполнении закачки следует увеличивать устьевое давление закачки.

При последующих обработках необходимо осуществлять все меры, обеспечивающие задавливание  активной кислоты в глубь пласта, и, в первую очередь, увеличивать скорость закачки повышением давления.   При обработке соляной кислотой карбонизированных песчаников необходимо уже при первой обработке стремиться достичь максимальной скорости придвижения кислоты по пласту, имея в виду большую скорость отработки ее с рассеянным карбонатом с высоко развитой удельной поверхностью.

При обработке нефтяных скважин с открытым стволом в интервале продуктивного карбонатного пласта время выдерживания на реагировании зависит от того, производится ли обработка с оставлением последней порции кислотного раствора в открытом стволе скважины для дополнительной разработки поверхности ствола или вся кислота задавливается в нефтеносный пласт.

В первом случае сроки выдерживания могут быть приняты примерно в те же, что и для кислотных ванн, но уменьшение в 1,5 – 2 раза, если в предшествующий период полностью выполнены все требования к очистке поверхности ствола и забоя после очистных работ проведена кислотная ванна. Реагирование в стволе скважины в этом случае происходит уже в условиях более чистых пород продуктивного пласта, чем при кислотных ваннах, и выдерживание кислоты в стволе не преследует цели растворения и разрушения трудно растворимых загрязняющих материалов (цемент, глинистая корка и др.).

Окончательный срок реагирования устанавливается путем анализа проб выдавленного  с  забоя обратной промывкой кислотного раствора на остаточную кислотность, поскольку, как и в случае кислотных ванн, этот срок не может быть одинаков не только для скважин разных месторождений, но часто и для разных скважин одного и того же месторождения. Этот срок не только зависит от химико-минералогического состава пород, но и от диаметра открытого ствола скважины, например, при диаметре 168 мм срок реагирования должен быть в 2 раза меньше, чем при диаметре 325 мм и т.д. Он зависит также и от давления, под которым находилась кислота в стволе скважины во время реагирования. Так, если для исчерпывающего реагирования под давлением в 60 – 100 кг/см2 и более при 20 С в стволе скважины диаметром 219 мм потребуется 8 – 12 ч, то на скважинах более истощенных участков того же месторождения, где даже в результате интенсивной подкачки нефти в затрубное пространство не удается создать давление при реагировании более 10 кг/см2, потребуется,  по  крайней  мере в 2 – 2,5 раза меньше времени, т.е. 4 – 6 ч.  При применении кислотного раствора замедленного действия (с добавлением уксусной кислоты) срок выдерживания соответственно увеличивается.

При задавливании всего кислотного раствора в продуктивный пласт срок выдерживания может быть сильно сокращен. Выше приводились данные, показывающие, что скорость взаимодействия кислоты с породой находится в линейной зависимости от диаметра канала, в котором происходит это взаимодействие, т.е. от объёма кислоты на единицу реагирующей поверхности породы. С уменьшением диаметра канала в 2 раза скорость нейтрализации кислоты с породой увеличивается также в 2 раза.

Согласно изложенным представлениям о механизме химического разрушения при обработке пористых карбонатных пород по прекращении задавливания кислоты в пласт кислота будет занимать созданные собственным растворяющим действием «каналы растворения» или «каналы разъедания». Это каналы наибольшего сечения в пласте, хотя диаметр их нам точно не известен. По результатам лабораторных опытов возможно образование таких каналов с диаметром  3, 5, 10 мм и даже более. Кроме того, часть кислоты задавливается и непосредственно в поровое пространство породы через стенки ствола скважины и каналов растворения, каверны трещины.

Очевидно, что срок выдерживания кислоты на реагировании в этих условиях определяется возможным временем нейтрализации соляной кислоты в «каналах растворения» и в отдельных кавернах, так как время реагирования кислоты в каналах порового пространства, сечение которых обычно находится в пределах 0,02-1,0 мм, даже при высоких давлениях должно исчисляться соответственно от нескольких секунд до нескольких минут. Для каналов с диаметром до 10 мм этот срок, вероятно, будет исчисляться уже 1-2 ч для условно высоких давлений, выше критических для CO2 при температуре пласта.

Это время рекомендуется как срок реагирования в условиях задавливания всей кислоты в пласт, представленной пористыми карбонатными породами. При трещиноватых карбонатных породах, особенно с зияющими трещинами, поглощавшими глинистый материал во время бурения, срок выдерживания следует увеличить в несколько раз вследствие затрудненности выщелачивания карбонатов из уплотненной горным давлением поглощенной глины.

При обработке карбонизированных песчаников раствором соляной кислоты нет необходимости выдерживать скважину на реагировании – можно сразу приступать к извлечению отработанного раствора из пласта, так как в течение нескольких минут будет достигнута исчерпывающая отработка активности кислоты.

Не следует видеть незавершенность процесса в том, что анализ первых проб извлеченного раствора покажет высокую активность кислотного раствора. Это так и должно быть, так как в приствольной части закаченный раствор будет находиться в зоне, полностью освобожденной от карбонатов в процессе фильтрации через нее головной части раствора.

В случае задавливания при обработке кислоты нефтью трудно предупредить возможность попадания извлеченной активной части кислоты в систему  сбора сырой нефти. Поэтому задавливание кислоты водой более предпочтительно, так как по завершении обработки позволит вынести и воду из подъемной колонны и отработанный раствор кислоты из пласта на дневную поверхность, минуя приемные емкости и систему сбора нефти.

По окончании срока выдерживания скважины на реагировании производятся операции по переводу скважины на эксплуатацию. При этом, если практикой установлено, что после обработки на забое скважины образуется пробка, производятся работы по очистке забоя обратной промывкой с закачкой нефти в затрубное пространство или помпой, если состояние скважины позволяет ее применение.

При обработке карбонизированных песчаников соляной кислотой или с применением глинокислоты, чтобы не допускать раствор с остаточной кислотностью в систему сбора сырой нефти, целесообразнее продавочную воду из НКТ извлекать свабированием, вызывая понижением уровня в трубах отток из пласта и отработанного раствора кислоты. Свабирование надо продолжать до поступления из пласта чистой нефти, после чего скважину вводят в эксплуатацию. При обработках карбонатных пород, когда в качестве продавочной жидкости, как правило, применяют нефть, скважину после очистки забоя сразу вводят в эксплуатацию.

Для более точного определения эффекта от обработки скважины кислотой желательно после обработки установить такой режим отбора жидкости, при котором динамический уровень был бы таким же, как и до обработки.

 

8.3. Повышение эффективности соляно-кислотной обработки с помощью ее  модификаций

Действие соляной кислоты сводится к ее способности  растворять известняки, карбонатные породообразующие минералы, входящие в состав продуктивных кварцевых песчаников в форме рассеянных включений.

Эффективность данного вида обработок зависит от того насколько глубоко кислота прошла в пласт, так как при этом возрастает вероятность вовлечения в работу ранее не вскрытых целиков нефти, создается больше путей для притока нефти в ПЗП. При реакции соляной кислоты  с известняками образуется СО2. Углекислый газ, способствует увеличению скорости реакции, так как при его выделении в виде пузырьков происходит перемешивание раствора и продуктов реакции, вовлечение в процесс реакции новых порций неотработанного кислотного раствора.

Из справочных источников известно, что при температуре взаимодействия +20 oС, при давлении более 56,5 кг/см2 реакция происходит без выделения углекислого газа, то есть СО2 остается в растворенном состоянии. Углекислый газ, образующийся в результате реакции, способствует увеличению скорости реакции, так как при выделении СО2 в виде пузырьков происходит перемешивание раствора и продуктов реакции и вовлечение в процесс реакции новых порций неотработанного раствора кислоты. С повышением давления растворимость углекислоты в растворе увеличивается. Отсюда следует, что при повышении давления реакция кислоты с породой замедляется, появляется возможность  продавить раствор дальше в пласт.

Практика показала, что наилучшие результаты при соляно-кислотных обработках достигаются при обработках под давлением, что способствует снижению скорости взаимодействия соляной кислоты с карбонатными породами и продвижению ее в активном состоянии в наиболее удаленные точки пласта.

Ряд исследователей указывает, что с уменьшением объема кислоты на единицу поверхности, то есть уменьшением диаметра пор в породе сокращается время нейтрализации кислоты карбонатными стенками каналов. В частности, согласно их данным, в каналах пористых пород диаметром в сотые доли миллиметра время нейтрализации кислоты при атмосферном давлении определяется сотыми долями секунды и даже при сравнительно увеличенных размерах каналов до 2,5 мм и более время нейтрализации составляет до 6,12 сек, что явно недостаточно, чтобы довести кислоту в активном состоянии в удаленную зону пласта.

При давлении свыше 56,5 кг/см2 и температуре 20°C (средняя температура против призабойной зоны пласта скважин НГДУ «Талаканнефть» 13°С) скорость взаимодействия кислоты с породой при дальнейшем повышении давления практически не изменяется. Значит, при этих давлениях основную роль играет  линейная скорость  закачки кислоты, которая позволяет сократить  время контактирования кислоты  с породой, что  способствует продвижению кислоты в активном состоянии вглубь пласта, увеличению степени охвата пород пласта за счет высоких перепадов давления и вовлечению в работу малопроницаемых участков.

На скважинах  Талаканского месторождения  установлено, что развитие трещин, приводящих к гидроразрыву, происходит при давлениях  216-230 атмосфер. Поэтому при первичных соляно-кислотных обработках не следует создавать давлений свыше 120-150 атмосфер. При достижении этих давлений  должна  выдерживаться кислотная ванна в течение определенного времени (30-120-240 мин), достаточного для снижения давления и разъедания наибольшего числа каналов, по которым  в последствии  пойдет закачиваемая кислота вглубь пласта, что дает возможность  повторных  эффективных  обработок в дальнейшем, когда кислота пойдет по уже раздренированной сети каналов разъедания.

В обратном случае существует вероятность создания  преимущественной  трещины, по которой в последующем при повторных обработках будет проникать кислота. При этом эффективность обработки резко падает.  

Единственным недостатком этого метода является выдерживание в течение длительного времени соляно-кислотного раствора на металле эксплуатационной колонны, и закачивание продуктов коррозии, выпадающих в форме гидратов (объемистого мазеобразного осадка), в глубь пласта. При коррозии колонны труб протекают следующие реакции:

Fe2O3+6HCl=2FeCl 3+3H2O,                    

FeCl3+3H2O =Fe(OH)3+3HCl.

К тому же свободный хлористый водород, образующийся при гидролизе, выводится из сферы реакции при взаимодействии с карбонатной породой:

2HCl+CaCO3=CaCl2+ H2O +CO2.

Это благоприятствует наиболее полному выделению всего окисного железа в осадок, так как сокращается путь реакции

Fe(OH)3+3HCl= FeCl3+3H2O.

Оправданием такой оработки служит сниженный объем первой кислотной обработки 0,5-1 м3 на 1 м эффективной мощности пласта, продавочной жидкости (объем НКТ + 1-2 м3) и сравнительно высокий дебит, позволяющий извлечь наиболее полно отработанный кислотный раствор с продуктами реакции из пласта. К тому же добавление поверхностно активных веществ облегчает обратный вынос нейтрализованной кислоты из пласта за счет снижения поверхностного натяжения на границе ”отработанная кислота – нефть обрабатываемого пласта”, а ингибитор коррозии снижает степень коррозии колонны НКТ в несколько раз.  

При дальнейших обработках стремятся закачивать соляно-кислотный раствор в объеме 2 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта на повышенных скоростях закачки, иногда применяя для этого, при наличии свободной спецтехники, два агрегата с целью задавливания кислоты в активном состоянии на возможно большее расстояние от ствола скважины в призабойную зону пласта.

8.4. Пенокислотная обработка

При снижении давления закачки ниже  критического необходимо дополнительное торможение  химического взаимодействия  между кислотой и породой и в первую очередь путем  повышения давления в  области реагирования. Применение  кислотных пен решает эту задачу.

При пластовых  давлениях в залежах  ниже гидростатических  и в особенности с низкой проницаемостью  предпочтительнее применение кислотных составов с повышенной проникающей способностью - газированные кислотные  растворы с добавками ПАВ.

Наибольшая устойчивость кислотных пен при использовании в качестве дисперсной фазы воздуха была получена при добавлении в кислотный раствор 0,3-0,5 % марвелана или диссолвана, если дисперсная фаза – газ, то оптимальные добавки те же. С увеличением концентрации кислоты стабильность пен увеличивается.

Применение  кислотных пен  позволяет создавать  повышенные давления на устье скважины в связи с тем, что пены являются двухфазными структурированными упругими системами, что создает дополнительные сопротивления при фильтрации через пористую среду и создает условия для  большего охвата кислотой продуктивной толщины пласта. Эффект может быть получен как за  счет расширения  интервала притока жидкости из пласта, так и за счет обработки  удаленных от ствола  скважины участков пласта вследствие меньшей скорости растворения известняков в кислотной пене.

При одинаковых исходных концентрациях глубина проникновения кислотной пены в пористую среду при искусственных условиях в 1,6-1,8 раз больше по сравнению с кислотой. При одинаковой остаточной концентрации пену, содержащую 25 % кислоты, можно прокачать на расстояние в 1,8 раз больше, чем пену с 15 %-ным содержанием соляной кислоты.

Таким образом, на скважине, плохо отозвавшейся на пенокислотную обработку с содержанием кислоты 15 %, можно рекомендовать повышение концентрации кислоты с доведением ее до 25 %, что увеличит глубину проникновения в активном состоянии пены вглубь пласта. К тому же с увеличением концентрации раствора стабильность пены увеличивается.

Однако эффективность  пенокислотных обработок скважин зависит от многих случайных технических и технологических причин, а также от геолого-физических условий. Именно поэтому приросты добычи нефти от обработок различных скважин неодинаковы и колеблются в широких пределах.

Наибольшие  приросты  добычи нефти от  пенокислотных обработок  получены при значениях средневзвешенной пористости 4-7%.Высокая эффективность обработок скважин с такой пористостью объясняется большими остаточными запасами нефти в участках с невысокой пористостью, т.е. малой текущей нефтеотдачей, вызванной низкой проницаемостью этих пород.

Небольшая эффективность обработок скважин, расположенных на участках пласта с пористостью менее 4 %, связана с небольшими запасами в них нефти, а также с усилением отрицательного влияния  продуктов реакции на фазовую проницаемость для нефти. Участки же пласта с  большими значениями пористости и проницаемости, в основном, дренированы и нефть в них находиться в  пленочном состоянии. В этих условиях увеличение  проницаемости  за счет  пенокислотных обработок не приводит к значительному усилению притока нефти.

Сравнение порометрической характеристики до и  после кислотной обработки пенами показывает увеличение степени охвата пласта по толщине по сравнению с простыми кислотными обработками в 3 раза за счет особых свойств пен: малая плотность, повышенная вязкость, структурные свойства.

8.5. Нефтекислотная обработка

Для обработки нефтяных пластов с трещиновато-пористо-кавернозным коллектором применяются нефтекислотные эмульсии. Обработки нефтекислотными эмульсиями способствуют увеличению охвата пласта за счет замедления скорости растворения карбонатов.

Механизм действия нефтекислотных эмульсий заключатся в следующем. Приготавливается эмульсия состава: 30-40 % соляной кислоты 14-16 %-ой концентрации и 70-60 % нефти, добавляется эмульгатор (например, диссолван) в количестве 0,1-0,2 %. Приготовленная эмульсия закачивается в пласт. В результате механического (при проникновении в поры и трещины), а также температурного воздействия эмульсия разрушается, а кислота, которая была внутри нефтяной капли, освобождается и реагирует с породой. Эти нефтяные шарики, внутри которых находится соляная кислота, можно приготовить различных размеров от 1 мкм до 5 мкм.

8.6. Термокислотная обработка

Под термокислотной обработкой понимается процесс воздействия на породы пласта горячей соляной кислоты, причем нагревается кислота непосредственно на забое скважины за счет теплового эффекта экзотермической (сопровождающейся выделением тепла) реакции между раствором кислоты и реагентным материалом – металлическим магнием, сплавом электрона и другим, загруженным в забойный реакционный наконечник:

Mg+2HCl+H2O=MgCl2+H2+462,8 кДж.

Соответствующим подбором режима прокачки соляной кислоты через реакционный наконечник достигается такое время контактирования кислоты с реагентным материалом, какое требуется при конкретных условиях данной скважины (давление, температура) для того, чтобы кислота на выходе из наконечника на забой имела температуру 80 – 100 С, израсходовав при этом на экзотермическую реакцию лишь часть своей активности, например 3 – 4 % из начальной концентрации кислоты в 15 % . Процесс этот может быть построен в двух вариантах:

1) когда вся обработка ограничивается только производством указанной экзотермической реакции, то есть, когда на забой подается только горячая кислота; в этом случае обработку принято называть термохимической;

2) когда после завершения подачи на забой из реакционного наконечника горячей кислоты и израсходования на нагрев этой порции кислоты всего заряда реагентного материала в реакционном наконечнике закачивается вторая порция кислоты обычной температуры для обработки пород пласта по технологии простой кислотной обработки под давлением; такую комбинированную обработку принято называть термокислотной.

Особенности действия горячей кислоты на забое скважины следующие.

а) чисто физическое действие высокой температуры, приводящее к освобождению поверхности забоя и порового пространства призабойной зоны от парафино-смолистых отложений, препятствующих фильтрации нефти из пласта в ствол скважины – при термохимическом варианте процесса, а также препятствующих взаимодействию кислоты обычной температуры с породами призабойной зоны при термокислотном процессе;

б) увеличение химической активности кислоты в отношении карбонатных пород пласта, способствующее интенсивному химическому разрушению пород преимущественно в интервале подвески реакционного наконечника. Такая интенсивная разработка создает условия для проникновения последующей порции холодной кислоты (термокислотный вариант) в призабойную зону и пласт преимущественно в пределах желаемого интервала, т.е. создает условия для поинтервальной обработки пластов большой мощности без применения пакерующих устройств;   

в) увеличение химической активности кислоты в отношении  материалов, загрязняющих фильтрующую поверхность ствола скважины, что способствует более совершенной очистке этой поверхности от загрязняющих ее материалов – глинистая и цементная корка в нефтяных скважинах, продукты коррозии в нагнетательных скважинах.

Для этих целей процесс осуществляется только по термохимическому варианту по схеме, аналогической кислотной ванне.

Самостоятельное значение имеет применение горячей кислоты при кислотной ванне с целью интенсивного растворения материалов, загрязняющих забой и фильтрующую поверхность открытого ствола скважины. Естественно, что в этом случае процесс осуществляется только по термической схеме.

Наиболее активным веществом, выделяющим большое количество тепла, является металлический магний. Магний применяют в чистом виде или в виде его сплавов с другими металлами, например с алюминием. Такие сплавы называют электронами.

Наиболее часто применяют магний в виде прутков диаметром 2-4 см и длиной до 60 см, а в некоторых случаях в виде стружки. Прутки магния загружают в специальные наконечники. Корпус и реакционная камера наконечника изготавливаются из НКТ диаметром 43 мм. Длина наконечника зависит от количества загружаемого магния. В верхней части наконечника предусмотрены отверстия диаметром 8 мм для прохождения кислоты.

После подъема плунжера глубинного насоса через переводник соединяют верхнюю трубу наконечника со штангами и спускают его вовнутрь НКТ. Нижняя труба наконечника оканчивается полым конусом с размером под коническое седло нижнего клапана спущенного глубинного насоса. При посадке конуса наконечника на седло клапана перекрывается цилиндр насоса и тем самым исключается доступ в него как холодной, так и горячей кислоты. К нижнему концу наконечника привинчивается труба-фильтр диаметром 25 мм и длиной 2,5-3 м, к которой присоединяется термометр. В нижней трубе наконечника устанавливают пластину-решетку для удержания магниевых стержней и прокачки через нее горячей кислоты.

При термообработке соляная кислота через НКТ попадает внутрь реакционной камеры, где, прореагировав с магнием, в нагретом виде выбрасывается через фильтр насоса на стенки обрабатываемого интервала ствола скважины и задавливается в пласт.

Как вариант термокислотной обработки производится термопенокислотная обработка. Суть ее состоит в закачивании в пласт горячей пены. Соответственно технология этой обработки складывается из комбинации  технологий вышерасмотренных обработок. Фактически – это пенокислотная обработка, которая производится при наличии магниевого реактора в скважине.

8.7. Реагенты, применяемые для приготовления кислотных растворов, условия  хранения, влияние на организм человека

Товарная ингибированная соляная кислота (HCl) 8, 10, 16 % концентрации. Поставляется в цистернах. Перевозка и транспортировка  производится специальными кислотными агрегатами. Хранение обязательно в гуммированных емкостях на площадках с обвалованием.  Соляная кислота (HCl) - раствор хлористого водорода в воде, на воздухе дымит, образуя туман. Пары соляной кислоты сильно раздражают дыхательные пути и слизистые оболочки, длительное воздействие паров соляной кислоты может вызвать катар дыхательных путей, помутнение роговицы глаз. При воздействии на кожу вызывает ожоги и раздражение. Бифторид фторид аммония (БФА) (NH4F*HF+NH4F), его кислотность в пересчете на плавиковую кислоту составляет 25 %, плотность 127 кг/м3. Несмотря на то, что использование БФА требует повышенного расхода соляной кислоты для приготовления рабочего раствора (часть  HCl  участвует в реакции превращения БФА в HF), реагент особенно удобен в труднодоступных районах, т.к. может храниться и транспортироваться обычными методами. БФА поставляется в полиэтиленовых мешках, вложенных в четырех-пятислойные бумажные мешки, массой не более 36 кг. БФА хранят в крытых складских помещениях, предохраняя от попадания влаги. Продукт токсичен. При концентрации в воздухе выше предельно-допустимой нормы (0,2 мг/м3) может вызывать нарушение деятельности центральной нервной системы, заболевания костных тканей, глаз кожных покровов.   Поверхностно-активные вещества (ПАВ), обычно используются дисолван, сульфонал, превоцелл, прогалит. Сульфонал поставляется в двойных крафт-мешках, а остальные ПАВ перевозятся и хранятся в стальных бочках. Жидкие ПАВ (дисолван, превоцелл) растворены в этиловом спирте, поэтому являются токсичными легковоспламеняющимися веществами.

Уксусная кислота (СН3-COOH). Для приготовления рабочих растворов при соляно-кислотной обработке используются: кислота уксусная синтетическая; кислота лесохимическая техническая очищенная (ГОСТ 6968-76), плотностью 1049 кг/м3. Товарную уксусную кислоту перевозят и хранят в стальных гуммированных емкостях или в специальных алюминиевых емкостях или цистернах. Небольшие объемы кислоты перевозят и хранят в стеклянной таре. Уксусная кислота оказывает сильно раздражающее и прижигающее действие на дыхательные пути, слизистые оболочки, кожные покровы.

Бензолсульфокислота (БСК) (C6H6=SO3H), с 92 % содержанием активной  монобензолсульфокислоты. Плотность реагента - 1300 кг/м3. БСК - кристаллическая кислота, поставляется в оцинкованных бочках в количестве 115 кг, что соответствует 105 кг активной БСК. БСК оказывает раздражающее и прижигающее действие слизистые оболочки,  кожные покровы.

В местах хранения химических реагентов необходимо установить, таблички с указанием соответствующих реагентов, и предупредительные знаки “Ядовито”.

Все перечисленные выше вещества должны храниться в хорошо вентилируемых закрытых помещениях.

2.8. Типы ингибиторов и их свойства

Ингибиторы - вещества, замедляющие скорость коррозии металлов. Поэтому ингибирование растворов кислот является необходимой операцией при любой кислотной обработке и предназначается для защиты от преждевременного коррозионного износа подземного и наземного оборудования скважин; эксплутационных колонн, насосно-компрессорных труб, фильтров скважин, емкостей хранения и передвижных емкостей, насосных агрегатов, линий обвязки.

Ингибиторам коррозии предъявляются следующие требования: снижение скорости коррозии металла в 25 раз и более при малых концентрациях и невысокой стоимости; хорошая растворимость в используемых кислотах; невозможность выпадения в осадок после взаимодействия кислоты с карбонатами (нейтрализации); невозможность образования осадков с продуктами реакции кислоты.

На промысле применяется целый ряд ингибиторов, различающихся защитными свойствами.

Уникол ПБ-5 - темно-коричневая жидкость плотностью 1100 кг/м3. Полностью растворяется в соляной кислоте, но не растворяется в воде, особенно в сильно минерализованной. Рекомендуется применение уникола ПБ-5 при дозировке 0,05 - 0,1 %, при этом коррозия снижается в 15 - 22 раза.

Катапин-А - ионогенное катионоактивное ПАВ - один из лучших ингибиторов. При температуре до 80 °С и продолжительном воздействии на металл дозировка может быть увеличена до 0,2 %.

Реагент УФЭя - неионогенное ПАВ, обладает определенными защитными свойствами. При дозировке в 0,1 - 0,3 % кратность снижения коррозии составляет всего 11 - 14. Поэтому самостоятельно может применяться только при отсутствии более активных ингибиторов. Добавление ПАВ к рабочему раствору кислоты обеспечивает, также более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции, за счет снижения поверхностного натяжения на границе "нефть-отработанный раствор соляной кислоты", а также за счет гидрофобизации поверхности породы пласта.

8.9. Методика расчета параметров обработки забоя скважины.

Для примера проведем расчет обработки забоя скважины 179-005 соляной кислотой. После завершения буровых работ  приступили к испытанию скважины произвели спуск НКТ, замену раствора АСГР на нефть освоение проводилось методом снижения уровня жидкости компрессором продувкой через низ подвески НКТ. После освоения   скважины, приток нефти не получен. С целью интенсификации притока была проведена соляно-кислотная обработка.

Характеристики скважины следующие:

         Глубина скважины Н=1396  м.

         Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта h=35м.

         Проницаемость пород составляет 0,002 мкм2.

         Пластовое давление Рпл=100 МПа.

         Пластовая температура 13 0С

         Диаметр насосно-компрессорных труб  Dвн=0,062м.

         Внутренний диаметр скважины Dвн=0,15 м.

 

         Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 14 %. При средней норме расхода этой кислоты 0.3м3 на 1 м интервала обработки, тогда общий объем соляной кислоты составит

 Vобщий=Qкислоты h,                          (1)                            

 Vобщий=0.3 35=10.5 м3                         (2)

Количество необходимых для приготовления соляно-кислотного раствора концентрированной 27,5 % кислоты и воды можно определить по таблице 1

Расчет количества химикатов и воды

По таблице 1 на приготовление 10 м3 14 % соляно-кислотного раствора требуется 5560кг 27,5 % HCl и 5.14 м3 воды.

Количество кислоты и воды для приготовления

Соляно-кислотного раствора.

     Объем

 разведенной

    кислоты,

         м3

                Концентрация разведенной кислоты, %

         8

        10

         12

         14

          6

  1840/4.38

  2330/3.96

   2830/3.52

  3320/3.40

          8

  2460/5.84

  3110/5.28

   3770/4.68

  4400/4.16

         10

  3080/7.30

  3890/6.60

   4720/5.87

  5560/5.14

Таблица 1.           

Примечание. В числителе указано количество концентрированной кислоты, кг, а в знаменателе - количество воды.

                                    Wкр-раVобщий/10              (3)

                                Wк=556010.5/10=5838 кг,     (4)

и воды

                                     V=МводыVобщий/10,              (5)                                      

                                     V=5.1410.5/10=5,4 м3,      (6)

Количество концентрированной товарной соляной кислоты для 14% соляно-кислотного раствора может быть также найдено по формуле (7):

                            Wк=AxVобщий(Б-z)/Бz(A-x),         (7)                             

где А и Б - числовые коэффициенты  (таблица 2)

           Vобщий - объем соляно-кислотного раствора

Значения коэффициентов А и Б.

        z, x

          Б, А

          z, x     

          Б, А

5.15-12.19

         214.0

29.95-31.52

          227.5

 13.19-18.11

         218.0

32.10-33.40

          229.5

 19.06-24.78

         221.5

34.42-37.22

          232.0

25.75-29.57

         226.0

             -

             -

Таблица 2

Примечание. x - концентрация соляно кислотного раствора, %

                      z - концентрация товарной кислоты,  %.

         Следовательно, по формуле (8)

Wк=2181410.5 (226-27,5)/(22627,5 (218-14))=5.01 м3.      (8)

       Принимаем Wк=5.01 м3.

В качестве ингибитора принимаем катионоактивный реагент - катион А в количестве 0,01 % объема кислотного раствора. Данный ингибитор является  химическим веществом, имеющий хорошую замедляющую скорость коррозии.

Против выпадения из соляно-кислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту в количестве:

                                      Qу.к=bVобщий/с, м3         (9)                                                

где b - процент добавки уксусной кислоты к объему раствора (b=f+0,8; f - содержание в соляной кислоте солей железа, примем 0,7 %, тогда b=1,5 %);

       Vобщий -  объем соляно-кислотного раствора;

       с - концентрация уксусной кислоты (принимаем 80 %).

Qу.к=1,510.5/80=0,19 м3.       (10)

В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты до 0,6 %, которая после реакции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры пласта. Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий.

Qх.б=21,3Vобщий(ax/z-0,02),     (11)

где Vобщий - объем соляно-кислотного раствора;

      а - содержание SO3 в товарной соляной кислоте;

      x - концентрация соляно-кислотного раствора;

      z  - концентрация товарной кислоты.

Qх.б=21,310.5 (0,614/27,5-0,02)=68 кг  =0.17м3.  (12)

При плотности хлористого бария 4000 кг/м3.

В качестве интесификатора для понижения поверхностного натяжения применяем препарат ДС (детергент советский), который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение (в несколько раз) скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.

Необходимое количество ДС составляет 1 - 1,5 % объема соляно-кислотного раствора (принимаем 1 %),

QДС=VобщийVскр                             (13)

QДС=10.50,01=0,105 м3        (14)

Количество воды для приготовления принятого объема соляно-кислотного раствора:

V=Vобщий-Wк-ΣQ,        (15)

где Vобщий - объем соляно-кислотного раствора;

      Wк - объем концентрированной товарной соляной кислоты (Wк=5.01 м3);

      ΣQ - суммарный объем всех добавок к соляно-кислотному раствору (уксусная кислота, хлористый барий, ДС)

ΣQ=0,19+0.17+0,105=0,465 м3,

тогда                      V=10.5-5.01-0,465=5.025 м3.

После приготовления соляно-кислотного  раствора проверяют ареометром полученную концентрацию раствора HCl и, если она не соответствует заданной, добавляют к раствору воду или концентрированную кислоту.

Количество добавляемой воды при концентрации HCl >10 % определяется по формуле (16):

qв=(ρ2-ρ) Vобщий/(ρ-1),           (16)

а количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация  HCl <10 %, то формуле (17):

 

qк=(ρ-ρ1) Vобщий/(ρ3-ρ),         (17)

где qв и  qк - объемы добавленной воды и концентрированной кислоты, м3;

       Vобщий - объем соляно-кислотного раствора 10 % концентрации;

        ρ - плотность раствора заданной концентрации;

        ρ1 и ρ2 - плотность приготовленного раствора соответственно пониженной и повышенной  концентрации;

        ρ3 - плотность концентрированной соляной кислоты.

До закачки соляной кислоты в скважину необходимо заполнить нефтью. При закачке кислоты необходимо, чтобы она заполнила выкидную линию диаметром 0,063 м, длиной 100 м от насосного агрегата (формула 18), промывочные трубы диаметром 0,063 м, длиной 1353 м (формула 19) и нижнюю часть скважины от подошвы до кровли пласта (формула 20), всего Vнефти= 4.09 м3. После этого устье скважины герметизируют, и раствор под давлением закачивают в призабойную зону пласта. Для вытеснения всей соляной кислоты в пласт требуется 5,73 м3 нефти.

 

Vвык.линииd2/(4Lвык.линии),             (18)

                             Vвык.линии =  0,00303100=0,3 м3

Vпром.труб= πd2/(4Lпром.труб),               (19)

                            Vпром.труб = 0,003031353=4.09 м3

Vнефти= Vвык.линии+ Vпром.труб                                 (20)

                            Vнефти=0,3+4,09=4,39 м3.

                            Давления на выкиде насоса

Определим давление на выкиде насоса при закачке жидкости в скважину 179-005 Талаканского  месторождения. Давление на выкиде не должно превышать давление гидроразрыва пласта ,и  давление опрессовке эксплуатационной  колонны 15 МПа. Учитывая что  СКО  производится в первые ,рекомендуется создавать давления 8-12 МПа.

Гидростатическое давление столба нефти рассчитывается по формуле (21):

                                                         Рж = ρgН,        (21)                                                       

где ρ - плотность нефти, ρ = 830 кг/м3;

     g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;

     Н - глубина скважины, м.

     Рж = 8309,811386=112  МПа.

Продолжительность нагнетания и продувки в пласт раствора рассчитывается по формуле (22):    τ = (Vобщий + Vнефти) 103/(q3600)    (22)

                где  Vобщий - общий объем соляно-кислотного раствора, м3;

                 Vнефти - объем нефти для вытеснения соляной кислоты в пласт, м.

                   q -расход жидкости,   q = 8,2 л/с.

                    τ = (10,5+4,39) 103/8,23600 = 0,5 час.

Время реакции соляно-кислотного раствора в зависимости от давления и температуры колеблется от 4  до 30 часов.

На основании показанных расчетов и полученных данных рекомендуется проводить обработку в две стадии:

  1.  для очистки и расширения трещин, находящихся вблизи ствола скважины, применять закачку небольшого объема (3 - 15 м3) соляной кислоты 10 - 15 % концентрации;
  2.  для обработки удаленных зон применять форсированную закачку (по окончании реагирования 10 - 15 % кислоты с породой) соляной кислоты повышенной концентрации (20 - 25 %) в объеме 20 - 30 м3.

Для соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважин применяются специальные агрегаты АзИНМАШ - 30. После продавливания кислотного раствора в пласт закрывают задвижки на нагнетательной линии, оставляют скважину для реакции солянокислотного  раствора с породой и следят по манометру за скоростью спада давления.

Практически время реакции соляно-кислотного раствора в зависимости от давления и температуры колеблется от 4  до 30 часов.

По истечении этого времени приступают к очистке призабойной зоны скважины от продуктов реакции путем свабирования, глубинно - насосным или компрессорным способом. После  этого скважину  исследуют на приток  для оценки  эффективности  соляно-кислотной обработки.  После освоения скважины компрессором получен приток нефти с газом.

Очистка скважины проводилась по трубному пространству на диафрагмах  9,68 мм; 15.48 мм; 22,19 мм с кратковременными продувками на открытый отвод. Общее время очистки составило 96 часов.

После очистки скважина была закрыта для записи начальной КВД. Устьевое давление   восстановилось за 90 часов и составило: Ртр=7,700 МПа; Рзтр=8,500 МПа. Забойное давление, замеренное через 96 часов после закрытия скважины на глубине 1000 м и пересчитанное по столбу газонефтяной смеси на середину интервала по вертикали (1082м) составило 9,460 МПа.

Исследование скважины проводилось по трубному пространству через сепаратор методом установившихся отборов нефти на четырех режимах на диафрагмах : 6,65/13,15 мм ; Ч.10/13,15 мм; 13,15/17,45 мм ; 16,00/17,45 мм . Дебит нефти составил соответственно 13,0 т/сут; 15,0 т/сут; 18,0 т/сут ; 20,0 т/сут, а дебит газа составил соответственно 4,5тыс.мЗ/сут ; 7,1 тыс.мЗ/сут ; 9,2 тыс.мЗ/сут ; 11,8 тыс.мЗ/сут, Кпр, т/(сут*МПа)= 4,79

Принятое пластовое давление на середину интервала по вертикали составляет 9,702 МПа.

Выводы: В данном разделе был проведен расчет параметров, необходимых для проведения соляно-кислотных обработок скважин Талаканского месторождения. На примере скважины 179-005 , был определен объем закачивания соляно-кислотного раствора, объем жидкости для продавки и необходимое количество добавок.

Эффект кислотной обработки скважины определяется суммарным количеством дополнительно полученной нефти после обработки скважины кислотой за все время ее работы на повышенном дебите. Кроме того, результаты обработки проверяют по величине коэффициента продуктивности скважины до, и после обработки при одинаковой депрессии.

Суть проведенных расчетов показывает, что применение соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта на Талаканском месторождении, является технологически эффективным методом,  для увеличения производительности работ скважин.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной  дипломной работе была рассмотрена тема: анализ эффективности проведения соляно-кислотных обработок скважин на Талаканском  месторождении.

Выбор метода воздействия на призабойную зону определяется особенностями строения продуктивного пласта, составом пород и другими пластовыми условиями. Продуктивные отложения Талаканского месторождения представлены слабопроницаемыми карбонатными породами, а трещины, отмечающиеся по всему разрезу имеют не значительную  раскрытость. Поэтому на Талаканском месторождении в качестве одного из наиболее эффективных методов интенсификации притока нефти рекомендуется проводить СКО.

Полученные результаты проведения мероприятий показывают, что можно использовать в дальнейшем для прогнозирования эффективности соляно-кислотных обработках для других скважин.

Также затронуты проблемы безопасности и охраны окружающей среды при интенсификации притока нефти в условиях Талаканского месторождения.

СПИСОК ИОПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

  1.  Амиян В. А., Уголев В. С. Физико-химические методы повышения производительности скважин. – М.: Недра, 1970. – 280 с.
  2.  Викторин В. Д., Лыков Н. А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. – М.: Недра, 1980. – 202 с.
  3.  Ибрагимов Г. З., Фазлутдинов К. С., Хисамутдинов Н. И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. – М.: Недра, 1991. – 384 с.
  4.  Ибрагимов Г. З., Хисамутдинов Н. И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. – М.: Недра, 1983.- 312 с.
  5.  Логинов Б. Г., Малышев Л. Г., Гарифуллин Ш. С. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966. – 396 с.
  6.  Махмудбеков Э. А., Вольнов А. И. Интенсификация добычи нефти. Учебник. – М.:Недра, 1975. – 264 с.
  7.  Мищенко И. Т., Сахаров В. А., Грон В. Г. и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб. пособие для ВУЗов. – М.: Недра,1984. – 272 с.
  8.  Панов Г. Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 1982. – 244 с.
  9.  Сулейманов М. М., Газарян Г. С., Манвелян Э. Г. и др. Охрана труда в нефтяной промышленности. – М.: Недра, 1978. – 392 с.
  10.  Сургучев М. Л., Колганов В. И., Гавура А. В. и др. Извлечение нефти из карбонатных пластов. - М.:Недра, 1987. – 230 с.
  11.  Тухтеев Р. М. Эффективность гипано-кислотных обработок скважин. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Сб. науч. трудов. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. – с. 150 – 156.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

33028. Материальное производство и его структура 17.05 KB
  Теория материального производства разработана марксизмом.Главной особенностью материального производства которая служит его показательным отличием от любого другого вида производства различные виды производства духовных продуктов и нематериальных благ является наличие в процессах материального производства обязательного взаимодействия человека с природой.Таким образом в процессе материального производства человек воздействует на природу с помощью какихлибо средств труда. Сырье – природный материал который в процессе производства...
33029. Муниципальные финансы: понятие, структура. Роль муниципальных финансов в решении социальных задач территорий 38.5 KB
  Муниципальные или местные финансы совокупность социальноэкономических отношений возникающих по поводу формирования распределения и использования финансовых ресурсов для решения задач местного значения. Эти отношения складываются между органами местного самоуправления и населением живущим на территории данного муниципального образования а также хозяйствующими субъектами. Муниципальный бюджет это бюджет соответствующего муниципального образования формирование утверждение и исполнение которого осуществляют органы местного...
33030. Формы и методы воздействия государственных и муниципальных финансов на развитие экономики и социальной сферы 33.5 KB
  Формы и методы воздействия государственных и муниципальных финансов на развитие экономики и социальной сферы. ГМФ путем соответствующего направления средств на: структурную перестройку экономики; ускорение НТП; повышение эффективности производства; рост жизненного уровня народа.секторов экономики наиболее развитых программ развития производства и общественного сектора организаций и учреждений бюджетной сферы и т. Их функционирование направлено на достижение общих целей развития социально ориентированной...
33031. Государственный кредит: понятие, субъекты, формы, функции 35 KB
  Государственный кредит: понятие субъекты формы функции В целях бесперебойного финансирования многообразных потребностей общества государство может привлекать к покрытию своих расходов свободные финансовые ресурсы хозяйствующих субъектов и средства населения. Главным способом их получения является государственный кредит. Государственный кредит это совокупность финансовых отношений между государством в лице его органов власти и управления с одной стороны и физическими и юридическими лицами с другой при которых государство выступает в...
33032. Государственные займы: понятие, классификация 49.5 KB
  Государственные займы: понятие классификация ГОСУДАРСТВЕННЫЕ ЗАЙМЫ форма получения кредита государством при которой государство получает взаймы денежные средства но становится должником. Государственные займы можно классифицировать по ряду признаков: по субъектам заемных отношений – займы размещаемые центральным и территориальными органами власти; по обращению на рынке – рыночные которые свободно покупаются и продаются и нерыночные которые не могут менять своих владельцев; по валюте заимствований внутренние и внешние;...
33033. Государственный долг: понятие, формы государственного долга, основания возникновения, методы управления. Государственный долг РФ 34.5 KB
  Государственный долг: понятие формы государственного долга основания возникновения методы управления. Формы государственного долга В соответствии с законодательством РФ в состав государственного долга включаются: кредитные соглашения и договоры заключенные от имени РФ как заемщика с кредитными организациями иностранными государствами и международными финансовыми организациями; государственные займы осуществляемые путем выпуска ценных бумаг от имени Российской Федерации; договоры и соглашения о получении РФ бюджетных ссуд и...
33034. Государственные ценные бумаги: понятие, цели выпуска. Правовые основы эмиссии и обращения государственных ценных бумаг РФ 63.5 KB
  Правовые основы эмиссии и обращения государственных ценных бумаг РФ. Выпуск государственных ценных бумаг в обращение осуществляется с целью: финансирования дефицита государственного бюджета; регулирования экономической активности; финансирования целевых государственных программ. Основными преимуществами государственных ценных бумаг по сравнению с другими ценными бумагами являются: 1высокий уровень надежности и как следствие минимальный рискпотери основного капитала и доходов по нему; 2 льготное налогообложение. Роль государства на рынке...
33035. Государственные ценные бумаги субъектов РФ. Муниципальные ценные бумаги 34 KB
  Государственные ценные бумаги субъектов РФ. Муниципальные ценные бумаги. Ценные бумаги муниципальные – в РФ облигации жилищные сертификаты и другие ценные бумаги выпускаемые органами местного самоуправления. Муниципальные ценные бумаги выступают в форме долговых ценных бумаг эмитируемых муниципалитетами с целью привлечения заемных средств на внутреннем рынке.
33036. Формы международной финансовой глобализации. Роль финансов в развитии международного сотрудничества 30 KB
  Финансовый механизм складывающийся в сфере международных экономических связей выступает орудием реализации финансовой политики государства в области международного сотрудничества России. Функционируя в международной сфере финансы оказывают влияние на экономические интересы участников международных связей выступают как стимул развития между народной экономической интеграции. Роль финансов в развитии международного сотрудничества проявляется по следующим направлениям: Изыскание источников и мобилизация необходимых финансовых ресурсов для...