Материал: Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти

технико-экономическими показателями предприятия, а также выяснением причин, условий образования отложения солей и зон накопления осадков.

1. Геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения

Стратиграфия и тектоническое строение

Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516 метров. Фундамент ни одной из скважин не вскрыт. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста Бурение глубоких скважин показало, что в каждой из них вскрываются разрезы, имеющие разную полноту. Мощные свиты и толщи выпадают из разрезов, что свидетельствует о наличии широко развитой сети разломов и размывов. Глубокое залегание пород фундамента также подтверждает его блоковую расчлененность.

Выделяется серия валов, имеющих северо-западную ориентировку, параллельно границам Бирской седловины. К одному из этих валов, названному Арлано-Дюртюлинским, и приурочена Арланская структура. Вал имеет большую протяженность (до 120 километров), северное окончание которого находится в районе Вятской площади. Ширина вала сильно меняется от 10 до 35 километров. Образование крупной Арланской структуры связано с развитием Актаныш-Чишминской ветви КамскоКинельской системы некомпенсированных прогибов. В ядре складки находится гигантский барьерный риф верхнедевонского возраста.

По кровле ТТНК складка имеет асимметрическое строение - с более крутым (до 5%) юго-западным крылом и пологим (до 1%) северо-восточным. Амплитуда структуры по замкнутой изогипсе составляет 90-100 метров.

Вверх по разрезу структура становится менее контрастной и по пермским отложениям практически полностью нивелируется [1].

1.2 Гидрогеология региона и химический состав пластовых вод

Воды основного продуктивного горизонта ТТНК имеют следующую характеристику. Плотность 1170-1180 кг/м3, хлоридно-кальциевый тип, минерализация 750-800 мг-экв/100 г.

Содержатся йод (до 9 мг/л), бром (до 550 мг/л) и аммоний (до 150 мг/л). Содержание газа - 0,130-0,250 м3/м3, в его составе преобладает азот до 90%, метан - до 12%, этан - до 3%, пропан - 0,3%, углекислоты - 1,5%.

Пласт VI более выдержан, имеет хорошую связь с законтурной областью, поэтому на северной части месторождения режим плата активный водонапорный. В пласте II много литологических экранов, режим упруговодонапорный. Остальные платы - вплоть до упругого, замкнутого. Высокая вязкость нефти снижает гидропроводность [1].

Пластовые воды ТТНК - высокоминерализованные растворы. Из 99% общего содержания солей - в основном хлориды натрия, кальция и магния. Вязкость воды в пластовых условиях 1,6 МПа.с, коэффициенты сжимаемости 2,6.10-4 МПа-1, термического расширения - 4.10-4 0С-1.

Воды законтурные и подошвенные, имеют сходную характеристику. Химический состав в мг-экв/100г следующий: ионов сульфата - 0,45-

0,92; кальция - 35,9-41,2; хлора - 394,3-401,0; карбоната - 0,13-0,16; магния - 19,7-24,6; натрия и калия - 335,7-346,3.

Характеристика нефтей и газов

Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения - 875 кг/м3), сернистые (до 3,3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Вязкость при 200С в поверхностных условиях 37-46 мПа.с, упругость паров - 35-45 мПа.

Нефти всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже. Плотность в пластовых условиях в среднем 871 кг/м3, разгазированной - 892 кг/м3.

Давление насыщения - 7,8 МПа. Газовый фактор низкий (9,2-21,7 м3/т), в среднем 16,5 м3/т. Высокое давление насыщения обусловлено большим содержанием азота.

По мере приближения к водонефтяному контакту возрастают плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность.

Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до 42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан.

Содержание редких газов (гелия) - некондиционное (0,01-0,005).

Геологическое строение терригенной толщи нижнего карбона

ТТНК является основной продуктивной толщей на месторождении. Стратиграфический возраст отложений толщи достаточно четко определен как визейский и лишь нижняя ее часть отнесена к верхнетурнейскому.

В разрезах скважины наблюдаются самые различные сочетания песчаных, алевролитовых и аргиллитовых пластов. Максимальное их число - 9. Однако в отдельных случаях нет ни одного песчаного пласта.

Наиболее выдержаны по площади пласты II и VI, лишь на севере и северо-востоке отмечается довольно устойчивое развитие песчаного пласта III.

Ниже приведены данные, характеризующие особенности строения основных продуктивных пластов VI и II.

Пласт VI присутствует примерно в 92-95% скважин. Представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми аллевролитами. Песчаники светло- и темно-серые в зависимости от глинистости и углистости, иногда известковистые за счет кальцитового цемента. Зерна слабо сцементированы. Тип цементации - контактовый.

Толщина пласта песчаников достигает 36 метров, изменяясь на небольших расстояниях до полного замещения.

Водонефтяной контакт по площади месторождения меняется от минус 1175 метров на юго-востоке до минус 1188 метров на северо-западе.

Нефтенасыщенность коллекторов в среднем по площадям меняется в пределах 82-87%. Пористость песчаников пласта VI составляет 24%, нефтенасыщенная толщина по площадям в среднем около 5 метров, проницаемость песчаников до 1,83 мкм2.

Пласт II - основной по запасам продуктивный пласт Арланского месторождения. На Арланской площади в нем сосредоточено около половины всех запасов ТТНК. Развит на большой части месторождения. Толщина пласта от 0,8 до 16 метров. Представлен песчаниками в большинстве разрезов. Пористость песчаников колеблется от 12 до 30%. Проницаемость самая различная от 0,05 до 1,7 мкм2 и более. Нефтенасыщенность коллекторов в среднем равна 0,82. На месторождении в этом пласте имеется одна небольшая по площади залежь, приуроченная к своду структуры.

Характеристика текущего состояния разработки по НГДУ "Арланнефть"

В 2013 году из всех объектов разработки НГДУ "Арланнефть" добыто 1966,0 тыс. т нефти и отобрано 41625,8 тыс. т жидкости.

Суточная добыча нефти составила 5016 т/сут., суточный отбор жидкости составил 121076 т/сут. Среднесуточный дебит на 1 скважину в 2000 году составил по нефти - 2,7 т/сут., по жидкости - 56,9 т/сут. Основной объем добычи нефти и отбора жидкости приходится на продуктивные коллекторы с терригенными отложениями нижнего карбона.

Из всех объектов добыто 207782,4 тыс. т нефти или 32,3% от начальных балансовых и 82,4% от начальных извлекаемых запасов. Годовой темп отбора по НГДУ от начальных извлекаемых запасов составил 0,8%, а от остаточных извлекаемых запасов - 4,2%.

Пробуренный фонд по НГДУ "Арланнефть" на конец 2013 года составил 4772 скважины.

Обводненность составила 95,3%, что выше уровня прошлого года на