Материал: Геологическая характеристика Талинского месторождения

На Талинском месторождении институтом УкрГипроНИИнефть в 1989 году была выполнена работа по подсчету запасов нефти и газа. За истекший период после проведения указанной работы по пластам были отобраны глубинные дополнительные пробы: ЮК10- в 49 скважинах, ЮК11- 4 скважинах. В связи с этим произошли изменения в подсчетных параметрах.

По данным СибНИИНП (глубинные пробы) для участков легкой нефти (32 скважины) газовый фактор составил 305м/т, объемный коэффициент 1,887, плотность разгазированной нефти 799кг/м3.

Молярная доля метана в пластовой нефти пласта ЮК10 изменяется в широких пределах 22-44%,в нефти пласта ЮК11 эта величина составляет 25-32%,. для нефтей обоих горизонтов характерно преобладание нормальных углеводородов над изомерами, что характерно для нефтей Западной Сибири.

Нефть пласта ЮК11 тяжелее, диапазон изменения молекулярной массы составляет 87-95,в то время как в нефтях пласта ЮК11 он равен 67-89.

Нефтяные газы стандартной сепарации высокожирные, коэффициент жирности газов обоих пластов около 100. Разгазированные нефти пластов ЮК10 и ЮК11 малосернистые, с выходом фракций до 350С больше 45%, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие.

Технологический шифр нефтей -1Т1П2.

Реологические свойства нефтей и водонефтяных смесей исследовались на ротационном реовискозиметре «Реотест-2» в диапазоне температур от 0 до 50С при градиентах скорости сдвига 2-1320с‐₁.

При выборе режима перекачки жидкости по трубопроводу расчет градиента скорости сдвига производится по формуле:

=4*Q/П*R3

Где - градиент скорости сдвига, с‐₁,- удельный объемный расход жидкости по трубопроводу, м/с;- радиус трубопровода, м.

В качестве модели продукции скважин использовалась смесь нефтей пластов ЮК10 и ЮК11 (Скв.№2877 ,3564,3840,3974,4081,4082). Пробы нефти были отобраны глубинными пробоотборниками вблизи забоев и разгазированы однократно до стандартных условий. Плотность смеси нефтей пластов ЮК-10 иЮК-11 составила 821,9кг/м, что примерно соответствует средней по месторождению в условиях повышенных температур разгазирования. В зонах залегания «легких» нефтей с высокой степенью газонасыщенности реологические параметры нефтей и водонефтяных смесей (плотность, вязкость) будут иметь несколько меньшее значение.

Однако, при обосновании технологических решений по транспортировке продукции скважин, необходимо учитывать вероятность некоторого повышения плотности нефти на более поздних стадиях разработки.

Как следует из приводимых данных, безводная нефть в интервале температур 30-50С представляет собой ньютовскую жидкость. Водонефтяные эмульсии при обводненности свыше 40% неустойчивы во всем исследованном интервале температур, 40%-ная эмульсия теряет устойчивость при температурах свыше 15С.

Все исследованные эмульсии имеют явно выраженные ньютоновские свойства: величина вязкости резко изменяется в зависимости от градиента скорости сдвига.

Приводимое значение газового фактора (275м/т) характеризует газ растворенный в нефти. С учетом сопутствующего отбора из газовых шапок, газовый фактор оценивается равным 309м/т. Такой прогноз косвенно подтверждается результатами промысловых замеров согласно которым, в целом по месторождению в 1989 году, газовый фактор составил 315 м/т (совместная работа Западно-Сибирского филиала ВНИПИГазпереработка и СибНИИНП, 1989г.).

Приводимые значения газовых факторов (275м/т и 309м/т) рекомендованы институтом СибНИИНП для определения текущих и перспективных уровней отбора газа на месторождении (отчет по договору 89.0339.90 «Определить рабочие газовые факторы, ресурсы, состав и свойства углеводородного сырья месторождений Главтюменнефтегаза, 1990 год) и направлены на рассмотрение в объединение Красноленинскнефтегаз к использованию их при формировании плана по отборам и использованию газа на 1991 год (исх. № 25/1408 от 09.04.90г.).

2.9 Обоснование остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения пород пластов ЮК10 - 11

Залежи нефти в пластах ЮК10-11 отличаются более высокой геологической неоднородностью чем Неокомские отложения центральных районов Западной Сибири. Для них характерно высокое нефтенасыщение коллекторов (до 85-87%), низкие в целом фильтрационно-емкостные свойства, повышенная литого- минералогическая и текстурная микронеоднородность пород и их гидрофобность / 4-6 /. Поэтому актуальна задача прогнозирования остаточной нефтенасыщенности пластов, разрабатываемых с заводнением, так как перенос этого параметра с других месторождений Западной Сибири связан с большими погрешностями.

Среди известных способов определения остаточной нефтенасыщенности основными являются:

метод материального баланса;

исследование керна, отобранного из заводненных зон с сохранением пластовых условий;

лабораторное моделирование заводнения на свежих и экстрагированных кернах;

исследование закачкой химических реагентов в скважину (метод компании «ЭКСОН»);

) комплекс геофизических исследований.

Методы, дающие наиболее достоверные результаты, требуют специальных дополнительных исследований на скважинах и дополнительных материальных затрат, поэтому на месторождениях Западной Сибири они не применяются и основным методом определения (Кн.о) является метод лабораторного заводнения на экстрагированных кернах, когда в лабораторных условиях моделируют процесс вытеснения нефти водой на образцах пород исследуемого объекта. Достоверность полученных результатов в этом способе зависит от того насколько условия соответствуют процессам протекающим в пласте. В то же время, ни один из известных методов определения остаточной нефтенасыщенности не может быть признан достаточно надежным, поэтому задача должна решаться с привлечением, по возможности, более широкого комплекса исследований.

В разделе приводятся результаты экспериментальных определений остаточной нефтенасыщенности на экстрагированных образцах пород пластов ЮК 10- 11.

Моделирование вытеснения нефти водой, для определения остаточной нефти (Кн.о), проводилось в соответствии с отраслевым стандартом ОСТ 39-195-86. В горизонтально расположенный кернодержатель вставлялись цилиндрические образцы керна диаметром около 2,9 см. При этом длина модели пласта в разных опытах изменялась от 15,8 до 32,7 см и соответствовала критериям, принятым в стандарте. Образцы в колонках располагались с уменьшением проницаемости по направлению фильтрации. Проницаемость каждого отдельного образца в колонке отличалась от среднего значения не более чем на 50%. Кернодержатель и фильтруемые флюиды обогревались в воздушном термостате. Температура всех опытов для модели пласта ЮК 10- 11 равнялась 95.

В качестве модели нефти применялась смесь керосина и дегазированной нефти из пласта ЮК10-ЮК11. Вязкость, при температуре испытания, устанавливалась в пределах от 0,65 до 0,54 спз. Начальная нефтенасыщенность ( Кн.о ) создавалась методом центрифугирования в пределах от 52,6% до 87,45%, после чего образцы донасыщались моделью пластовой воды ( 15г/л NaCl ).В одном опыте создана нефтенасыщенность 100% для выяснения зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной нефтенасыщенности.

Процесс вытеснения нефти водой, в ходе опыта, контролировался по удельному электрическому сопротивлению как на участках, так и по всей модели пласта.

Остаточная нефтенасыщенность, после опыта, определялась весомым и ретортным методами. Последний метод, как показал опыт, значительно стабильнее и точнее чем весовой.

Поскольку проведенными ранее исследованиями установлено, что величина остаточной нефтенасыщенности при заводнении существенно зависит от скорости вытеснения (градиентов давления) в пласте, в процессе опытов моделировалось вытеснение нефти при скоростях продвижения фронта воды. Скорости устанавливались дискретно, в пределах 0,51- 0,9; 1,3- 2,4 и 3,3-9,7 м/сутки.

Экспериментальные исследования показывают, что между остаточной и начальной нефтенасыщенностью пород пластов ЮК10-11 существует тесная связь. Для опытов, в которых линейная скорость вытеснения нефти не превышала 0.51-0.9м/сут., что соответствует реальному процессу разработки, наблюдается рост остаточной нефтенасыщенности от 28-30% при Кн.=58-62% до 40-42% при Кн.=85-90%.

Используя полученную зависимость и определяя Кн. по ГИС (согласно ОСТу39-195-86) для любого пластопересечения и горизонте ЮК10-11, вычисляется величина Кно и определяется коэффициент вытеснения. При определении кондиционных параметров отдельных участков залежей средние значение коэффициента вытеснения определяются как средне взвешенные по мощности исследованных пластов:

Квыт.*hi

Квыт.= ______________

*hi

Если принять, что для основной массы пород пластов ЮК10-ЮК11 начальная нефтенасыщенность выше ВНК колеблется в пределах 80-87%, то диапазон применения коэффициента вытеснения составит 0.51-0.53

Изучение связей остаточной нефтенасыщенности с параметрами характеризующими фильтрационно-емкостные свойства пород (проницаемостью, пористостью, остаточной водонасыщеностью, и др.), показало, что между параметрами недостаточно тесные связи которые не могут быть использованы для практических расчетов.

Таким образом, по экспериментальным данным полученным на образцах пород продуктивных пластов ЮК10 и ЮК11, установлены зависимости для оценки остаточной нефтенасыщенности, которые используются для целей проектирования разработки и оценки коэффициентов нефтеизвлечения.

2.10 Запасы нефти

По состоянию на 1.01.89г. на балансе ВГФ по Талинской и Южно-Талинской площадях числятся начальные балансовые запасы промышленных категорий В+С1:

По пласту ЮК10-945605 тыс. тонн:

По пласту ЮК11-229349 тыс. тонн:

В целом по пластам ЮК 10 и ЮК 11-1174954 тыс.тонн. В том числе в границах, утвержденных ГКЗ переданы для разработки ПО «Красноленинскнефтегаз» следующие запасы: по пласту ЮК 10-693550 тыс. тонн,

По пласту ЮК 11-208347 тыс.тонн,

В целом по пластам ЮК 10 и ЮК 11 -901897 тыс.тонн.

Эти запасы были утверждены ГКЗ СССР (протокол №9878 от 11.12.1985г.) по результатам подсчета выполненного Главтюменьгеологией в 1985г. (по материалам 65 разведочных и 200 эксплутационных скважин).

В 1989 году институтом УкрГипроНИИнефть произведена переоценка балансовых запасов нефти принятая ПКЗ Главтюменнефтегаза. Использованы материалы 164 разведочных и 2030 эксплутационных скважин. Суммарная величина балансовых запасов категорий В+С1, в границах ГКЗ СССР, уменьшилась на 25% по сравнению с утвержденными ГКЗ.

Общее уменьшение запасов обусловлено в основном уменьшением нефтенасыщенной толщины на 16 и 25% соответственно по пластам ЮК10 и ЮК11, уменьшением коэффициента пористости на 4%, коэффициента насыщенности на 6% и 1% и пересчетного коэффициента на усадку нефти на 8% и 4%.Одновременно увеличилась площадь нефтеносности на 9% и 6%, главным образом, за счет перевода части запасов из категории С2 в промышленные категории.

В связи с резкой фильтрационной неоднородностью пород, по площади и разрезу, возникла необходимость дифферинциации запасов по проницаемости коллекторов. Запасы подсчитанные в породах с очень низкой проницаемостью 1-10*10Ï-по категории В+С1 составляют 98262 тыс.тонн, по категории С2-10547 тыс.тонн или соответственно 19% и 21% всех запасов этих категорий На долю пород с низкой проницаемостью (1-22*10Ï) приходится 36% запасов категории В+С1,что составляет 191878 тыс. тонн и 42% запасов категории С2-20367 тыс. тонн. Высокопроницаемые породы с проницаемостью более 20*10 мкм содержат лишь 19% запасов категорииВ+С1 96740 тыс. тонн и 11% запасов категории С2 5634 тыс. тонн. По экспертной оценке из этого количества (примерно 8-10%) запасов приходится на долю суперколлекторов с проницаемостью более 80*10 мкм.

Обращает внимание на себя очень небольшая плотность запасов приходящихся на единицу площади залежи. Она равна 5,98 тыс.тонн на 1 га. Помимо структуры запасов по проницаемости, существенное значение имеет распределение запасов по площади. В частности, в окраинных зонах залежи (где эффективная нефтенасыщенная толщина не превышает 4 м, сокращаясь до нуля на границе нефтеносности) сосредоточено 37760 тыс. тонн по пласту ЮК10 и 7250 тыс. тонн по пласту ЮК11 запасов нефти. Очевидно, они не будут вовлечены в разработку ввиду нерентабельности бурения скважин в зонах со столь низкой толщиной пласта.

Анализируя подсчет балансовых запасов 1989г. следует обратить внимание на следующие обстоятельства: Прежде всего, ввиду большой фильтрационной неоднородности, важнейшим вопросом оценки балансовых запасов является обоснование нижних пределов свойств пород включаемых в состав промышленных коллекторов. Как в 1985г., так и в 1989г. в качестве нижних пределов коллектора были приняты: проницаемость 1*10мкм, пористость 11% и остаточная водонасыщенность 50-60%. Анализ сопостановления проницаемости по ГИС и по данным керна ([2], книга 1, рис. 4.30) показал, что наблюдаются значительное их расхождение. Проницаемость 1*10мкм, по исследованию керна, соответствуют значению проницаемости определенным по ГИС от 1*10 до 10*10 мкм. Поскольку подсчет и дифференциация запасов по проницаемости проведены по данным ГИС, то запасы коллекторов с проницаемостью менее 10*10-3 мкм2 (98769 тыс.тонн категории В+С1 и 9839 тыс.тонн. категории С2 пласта ЮК10) оценены с низкой достоверностью, в связи с большой неопределенностью выделения нижней границы коллекторов.

Особенностью геологического строения продуктивных пластов является значительная микрослоистость проницаемых пропластков, которая установлена по скважинам с высоким выносом керна. Существующие методы интерпретации комплекса ГИС не позволяют выделить имеющуюся микрослоистость проницаемых пропластков и дают только осредненную коллекторскую характеристику пропластка. Полученные данные свидетельствуют, что в классе коллекторов со средней проницаемостью по ГИС 20-200*10мкм, 34.7% пород с проницаемостью менее 10*10мкм. В коллекторах со средней проницаемостью более 200*10мкм содержится 22,4% низкопроницаемых коллекторов. В целом по пласту ЮК10 низко проницаемые коллекторы составляют 46,2% всего объема коллектора категории С1,что соответствует 242642 тыс.тонн балансовых запасов нефти. Коллектор с проницаемостью до 20*10 мкм содержит 310018 тыс.тонн нефти категории С1,что составляет 59,1% запасов пласта этой категории и 30244 тыс. тонн категории запасов С2.