4. Текущее состояние объектов разработки

Сеноманские продуктивные отложения в начальный период эксплуатации обеспечивали достаточно высокие дебиты газовых скважин - более 2,0 млн.м³/сут. при депрессии от 0,9 до 2,1 МПа. Годовой темп падения дебитов по Уренгойскому ГКМ составляет в среднем 5,0 тыс.м³/сут, а продуктивность скважин остается высокой. Пластовое давление изменяется от 4,5 до 7,4 МПа, температура от 33,0 до 36,0^оС. Пластовые воды – гидрокарбонатнонатриевого типа с минерализацией от 16 до 18 г/л.

Валанжин-готеривские отложения эксплуатируются на Ямбургском и Уренгойском месторождениях. Если на Ямбургском ГКМ основные эксплуатационные - объекты это газоконденсатные залежи, то на Уренгойском ГКМ проводится эксплуатация и нефтяных оторочек.

На Ямбургском ГКМ величина фактического рабочего дебита скважин II объекта составляет 236 тыс.м³/сут при депрессии 5,3 МПа; для I объекта разработки фактический рабочий дебит скважины составляет 282 тыс.м³/сут при депрессии 4,6 МПа. Текущее пластовое давление по I объекту - 23,7 МПа, по II объекту – 26,0 МПа, температура от 72,0 до 90,0 ^оС. Величина потенциального содержания конденсата по промысловым данным составляет 86,0 г/м³.

Пластовые воды гидрокарбонатно-натриевые с минерализацией от 4,9 до 7,9 г/л.

На Уренгойском ГКМ дебиты скважин, эксплуатирующих газоконденсатные залежи, изменяются от 205 до 372 тыс. м³/сут. Пластовые давления по основным объектам эксплуатации изменяются от 16,2 до 17,16 МПа. Величина содержания конденсата составляет от 53,0 до 122,0 г/м³.

Эксплуатация нефтяных оторочек производится в режиме истощения – без поддержания пластового давления. Дебиты скважин изменяются от 5 до 10 т/сут, обводненность находится в диапазоне от 5,0 до 20,0 %. Текущее пластовое давление изменяется от 17,9 до 18,8 МПа., температура от 83,0 до 87,0^оС. Пластовые воды гидрокарбонатнонатриевые с минерализацией от 4,9 до 7,9 г/л.

Ачимовские отложения эксплуатируются по технологической схеме пробной эксплуатации. Дебиты газа скважин, эксплуатирующие пласт Ач_3-4, колеблются от 249 до 390 тыс.м³/сут, конденсата от 109 до 125 м³/сут. Скважины, эксплуатирующие залежь пласт Ач₅, имеют дебиты от 237 до 292 тыс.м³/сут. Пластовое давление изменяется от 50,0 до 65,0 МПа, температура от 108,0 до 110,0^оС. Пластовые воды гидрокарбонатнонатриевые с минерализацией 8 г/л.

1.5 Геолого-физические критерии применения кислотной обработки пзп

Основные продуктивные пласты неокомских отложений сложены песчаниками и алевролитами аркозового состава, где эффективность применения кислотных обработок зависит от ФЕС, газонефтенасыщенности пласта, эффективной газонефтенасыщенной толщины, относительной амплитуды _пс, толщины пласта в интервале газоводяного и водонефтяного контактов.

Поровые коллекторы, где проводится кислотная обработка, подразделяются на две группы:

- породы-коллекторы с проницаемостью от 40 и более 10010^-3 мкм², пористостью от 16,0 до 20,0%, газонефтенасыщенностью более 50% и с относительной амплитудой _пс от 0,6 до 1,0;

- породы-коллекторы с проницаемостью от 40 и менее 2010^-3 мкм², пористостью от 16,0 до 13,0%, газонефтенасыщенностью более 50,0% и с относительной амплитудой _пс от 0,6 до 0,5.

Трещинно-поровые коллекторы обладают преимущественно трещинной проницаемостью, с пористостью от 10,0 до 17,0%, газонефтенасыщенностью пласта Ач_3-4 более 48% и Ач₅ более 46,0%.

Применение кислотных обработок проводится с учетом геолого-физических критериев, приведенных в таблице 4.