Проведенные в этом направлении исследования позволили разработать следующие рекомендации по оптимальной минерализации и составу закачиваемых для ППД вод, реализация которых будет способствовать уменьшению количества наблюдаемых в настоящее время случаев солеотложения, сокращению количества технологических мероприятий по подливу вод в скважины и объемов подливаемых вод, повышению добычи нефти скважинами, характеризующимися наиболее интенсивным выпадением солей в процессе их эксплуатации.
Солеотложения установлены в большинстве скважин. В 2001 – 2002 гг. в целях борьбы с отложением солей производился подлив воды в 11 скважин, частота подливов от 1 до 31 раза в месяц, объемы подливаемых вод 10 – 600 м3 на 1 скважину.
Для ППД в залежь нефти закачивают высокоминерализованные рассолы с минерализацией 200 – 270 г/л (плотность 1,15 – 1,18 г/см3). При продвижении закачиваемых вод от зоны нагнетания к зоне отбора воды обогащаются хлористым натрием за счет растворения катагенетических галитовых выполнений трещин, пор и каверн продуктивных пластов и их минерализация достигает 330 – 340 г/л (плотность 1,2 – 1,23 г/см3). При подъеме таких вод на поверхность в стволах добывающих скважин и на оборудовании выпадает галит.
В целях борьбы с этим нежелательным явлением предлагается снизить плотность закачиваемых вод до 1,10 – 1,12 г/см3 (150 – 180 г/л). Отметим, что более низкая минерализация закачиваемых вод (до 150 г/л) в близкое по геологическому строению Ю-Осташковичское месторождение (прилож. 2) способствует разработке этой залежи без осложнений, связанных с солеотложением в добывающих скважинах. Исключение составляет скв. 170, которая находится вне зоны влияния закачиваемых вод и обводняется высокоминерализованными пластовыми рассолами.
(межсолевая залежь)
Отложение солей отмечено в 7 добывающих скважинах. В эти скважины подливы проводятся от 1 до 31 раза в месяц с объемами от 10 до 544 м3 на 1 скважину.
Минерализация закачиваемых и попутных вод рассматриваемой залежи, а также происходящие в продуктивных пластах процессы аналогичны тем, что описаны для Ю-Сосновского месторождения. В связи с этим для ППД здесь также рекомендуется закачка вод с плотностью 1,10 – 1,12 г/см3.
Для поддержания пластового давления в межсолевой и подсолевых залежах использовались сточные рассолы, аналогичные двум вышеописанным месторождениям. В связи с этим солеотложения отмечены по большинству добывающих скважин. Для борьбы с выпадающими солями в 2001 – 2002 гг. производился подлив вод в 7 скважин саргаевско-семилукского объекта разработки, 7 скважин, эксплуатирующих воронежскую, и 4 скважины межсолевую залежь. При этом частота подливов составила 1 – 8 раз в месяц, а объемы вод 5 – 338 м3/скв.
В середине 1998 г. под нагнетание была освоена скв. 70, с закачкой в саргаевско-семилукский объект разработки маломинерализованных вод, а с мая 2002 года для ППД во всех подсолевых залежах стали использоваться пресные воды. В результате попутно с нефтью из целого ряда скважин стали добываться воды пониженной плотности (скв. 74, 75, 108, 109), и в них отпала необходимость проведения других мероприятий по борьбе с солеотложениями (прилож. 3).
Для поддержания пластовых давлений в подсолевых залежах в настоящее время целесообразно продолжать закачку маломинерализованных и пресных вод, а при распреснении попутных вод в большинстве добывающих скважин перейти на воды с минерализацией 150 – 200 г/л.
Межсолевая залежь нефти Золотухинского месторождения с 1980 года разрабатывается без закачки вод в пласты, поэтому попутно с нефтью здесь добываются высокоминерализованные воды, в составе которых преобладают пластовые рассолы. Учитывая трещинный характер коллектора, возможность интенсивного растворения в пластах выполнений галита и прогрессирующего обводнения скважин, для закачки в пласты (если в этом есть необходимость) рекомендуется использовать воды плотностью 1,10 – 1,12 г/л.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.