Шаимская группа - месторождение
Cтраница 2
Таким образом, лабораторные эксперименты, выполненные на линейной модели пласта в условиях, приближенных к существующим на Шаимской группе месторождений, подтверждают эффективность технологии биоцидного воздействия для удаления биообразований, восстановления проницаемости и увеличения нефтеотдачи. [16]
Наиболее подвержены загрязнению подземные воды четвертичных отложений ( самый верхний водоносный горизонт), а также подземные воды в краевых частях региона ( шаимская группа месторождений и Нижневартовский район), где водоносные горизонты расположены ближе к поверхности, а геологический разрез существенно опесча-нивается и отсутствуют мощные глинистые отложения, предохраняющие водоносные горизонты от влияния воздействия процессов бурения. [17]
Наиболее подвержены загрязнению подземные воды чет вертичных отложений ( самый верхний водоносный горизонт), а также подземные воды в краевых частях региона ( шаимская группа месторождений и Нижневартовский район), где водоносные горизонты расположены ( элиже к поверхности, а геологический разрез существенно опесча-нивается и отсутствуют мощные глинистые отложения, предохраняющие водоносные горизонты от влияния воздействия процессов бурения. [18]
Таким образом, в результате прокачивания модельной среды с сообществом микроорганизмов, характерных для нефтепромысловых вод Убинского месторождения, через линейную модель пласта применительно к условиям Шаимской группы месторождений обнаружено, что при длительном воздействии микроорганизмы оседают в порах керна, вызывая закупорку пор, увеличивают перепад давления, снижают проницаемость. [19]
На основании проведенных опытов можно сделать вывод, что самым перспективным районом для обработок скважин раствором ОП-10 с учетом физико-химических свойств нефтей и содержания в них асфальтосмолистых веществ является Шаимская группа месторождений при наличии 0 3 - 2 4 % асфальтенов и 6 5 - 12 % смол. Менее перспективными являются месторождения Мегион-ское и Усть-Балыкское, в которых содержание асфальтосмолистых веществ составляет 10 - 14 % и 12 5 - 17 % соответственно. [20]
 |
Геолого-физическая характеристика месторождений Западной Сибири. [21] |
Промышленно-нефтегазоносные горизонты расположены в отложениях юрской системы и нижнего отдела меловой системы и представлены в основном терригенными породами. В западной части этой нефтегазоносной провинции ( шаимская группа месторождений) разрабатывается преимущественно од-нопластовые месторождения, а в центральной части - многопластовые. [22]
Более того, он способствует повышенному растворению пластового цемента, увеличивая активность бифторида аммония. При замене бифторида аммония плавиковой кислотой эффективность от растворов пермской кислоты для Сургутских и Усть-Балыкских кернов получается выше, чем от раствора химически чистой кислоты. Для кернов Шаимской группы месторождений результаты обработки кернов различны и зависят от карбонатности породы, с увеличением которой снижается эффективность кислоты. Это объясняется тем, что содержащаяся в кислоте плавиковая кислота ( рецепт № 2) при химической реакции с карбонатным цементом образует гель. Эта кислота эффективна при обработке кернов с малым содержанием карбонатного цемента. [23]
Основой физико-литологических причин ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта является наличие разбухающих фракций пластового цемента. Основными фракциями пластового цемента являются каолинитовый и карбонатный цементы. Наибольшее содержание карбонатного цемента отмечено в продуктивном песчанике Шаимской группы месторождений. Эта карбонатность имеет три вида: рассеянный цемент, сгустковатые скопления и ракушечный обломочный материал. На месторождениях центральной части низменности доминирует равномерно рассеянный карбонатный цемент. С глубиной залегания пластов каолинитовый цемент замещается гидрослюдами. [24]
В системе взаимопересекающихся трещин с двумя генерациями увеличивается время реакции раствора, что приводит к широкой дренажной фильтрационной системе и к резкому увеличению эффективности обработок. Это, в свою очередь, вызывает значительное повышение коэффициента продуктивности и особенно приемистости скважин после обработки. При этом, как правило, чем выше приемистость при закачке раствора в пласт ( Шаимская группа месторождений), тем больше прирост продуктивности, что обусловлено доминирующей ролью макро - и микротрещин открытого типа, приуроченных главным образом к прослоям нефтенасыщенных песчаников. Продуктивные же коллекторы месторождений среднего Приобья имеют меньшую трещиноватость, но большую кавернозность. Поэтому в этом районе при закачке раствора в пласт происходит повышение коэффициента приемистости. Здесь нет присоединения к фильтрационной системе новых трещин, как в пластах Усть-Балыкского месторождения, а происходит продавливание раствора в пласт по пористой и кавернозной средам. Коэффициент приемистости кислотного раствора пластом в этом случае не повышается, а снижается, вследствие чего отреагировавший раствор извлекается из пласта продолжительное время. Кроме того, в отличие от Усть-Балыкских пластов микротрещины здесь заполнены битумом, а иногда глиноорганиче-ским веществом. Эти трещины огибают зерна терригенного материала и редкие органические остатки, нигде не пересекая их. [25]
В процессе эксплуатации оборудования возможно возникновение коррозионных процессов ( Усть-Балыкское, Трехозерное и другие месторождения); главной причиной коррозии является углекислый газ. Процесс усиливается из-за присутствия в воде растворенных солей, особенно хлоридов. Интенсивность коррозии возрастает также при выделении газа и в условиях доступа кислорода воздуха. На это явление, в частности, указывает исследование обсадной колонны скв. Усть-Балыкского месторождения, извлеченной из скважины после 6 лет эксплуатации. Установлено, что наружная поверхность всех труб находится в хорошем состоянии, а внутренняя поверхность в интервале 0 - 460 м покрыта продуктами коррозии, под которыми обнаружены раковины глубиной до 0 5 мм. Кроме того, начиная с глубины 640 м, внутренняя поверхность покрыта прочным слоем солевых отложений толщиной до 10 мм; под этим слоем коррозия равномерная и менее интенсивная. Особенно интенсивно эти процессы отмечаются в условиях Шаимской группы месторождений. [26]
В образцах, где наблюдалась пороканальная фильтрация, кислотный раствор начинал фильтроваться через одну или несколько крупных пор, растворяя в них цемент и расширяя канал. Эти участки визуально и под микроскопом выделялись своей промытостью и увеличенным размером пор, а также чистотой зерен песка. Основным цементом кернов был каолинитовый. Эти керны были отобраны из скважин Шаимской группы месторождений. По степени важности фильтрация кислоты на кернах всех месторождений в основном относится к группе поровоканальной. При уменьшении содержания каолинитового и карбонатного цементов увеличивается относительная величина фильтрации в кернах поровоканальной группы. При равномерном распределении группы порового цемента в породе фильтрация в основном относится к первой группе, при неравномерном ( особенно с увеличением пленочного цемента) - увеличивается значимость поровоканальной фильтрации. При базальном цементировании кернов фильтрация относится к третьей и первой группам. [27]
Страницы: 1 2