Материал: Геологическая характеристика Талинского месторождения

Таким образом, поскольку в низкопроницаемых коллекторах сосредоточена большая часть балансовых запасов нефти, вопрос о нижних пределах свойств промышленных коллекторов Талинской площади весьма важен и требует целенаправленных специальных исследований.

По описанию пород, в скважинах с высоким выносом керна, часто наблюдается чередование песчаных пород с неколлекторскими глинистыми прослоями толщиной от 1 до 10-ков сантиметров. Эти прослои на диаграммах ГИС не выделяются и включены в эффективную толщину. Что завышает запасы.

Параметры пластовых нефтей изучены по многим пробам и на большей части площади достаточно стабильны. Тем не менее, отдельные пробы, признанные качественными, дают существенные отклонения по величине газосодержания и давления насыщения.

Возможно это влияние частичного снижения пластового давления в первый период разработки залежи. Кроме того, в нескольких зонах вдоль восточной длины выклинивания пласта ЮК 10 установлены легкие нефти или конденсаты. Их плотность значительно повышена (до 683г/см3) против плотности основной части нефти (0,807г/см3).Отличаются они низким содержанием смол, асфальтенов, парафинов и серы, а выход фракций при нагреве до 300 град.°С достигает 91-98%. Происхождение и условия залегания легкой нефти не установлены. Балансовые запасы легкой нефти по категории С1+С2 составляют 9210 тыс.Следовательно, исследования пластовых нефтей должны быть продолжены.

3. Анализ состояния разработки Талинского месторождения

.1 История проектирования разработки Талинского месторождения

Эксплуатационное бурение на Талинской площади начато в 1982 году на северо-западе залежи пласта ЮК-10. На основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП (протокол ЦКР№894 от 01.10.80.) на базе запасов нефти категории С1 (тюменская свита), подсчитанных по состоянию на 01.01.80г. Главтюменгеологией. Основными проектными решениями по разработке предусматривалось:

выделение одного эксплуатационного объекта (пласты ЮК-2 - ЮК-11);

площадная девятиточечная система разработки с плотностью сетки скважин 400 х 400 м;

механизированный способ с начала разработки.

В 1983 году составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки. Целью работы явилось уточнение проектных показателей разработки с учетом приращенных в 1981-1982г. извлекаемых запасов нефти южной части площади в объеме 35.153 млн.тонн по категории С1. Необходимость составления новой технологической схемы разработки в 1984 году была вызвана следующими обстоятельствами:

уточнением запасов нефти, часть которых в конце 1983 года утверждалась ГКЗ СССР;

переориентировкой объема эксплуатационного бурения с верхних пластов ЮК2-9 на более продуктивные нижние пласты ЮК10-11 и, в связи с этим необходимостью пересмотра утвержденной системы разработки.

Запасы нефти были подсчитаны на границах северной части площади и утверждены в ГКЗ СССР по пластам ЮК10-11 в объеме 320250 тыс.т извлекаемых запасов категории С1 и 45042 тыс.т балансовых, 16373 тыс.т извлекаемых категории С2 по пластам ЮК10 и ЮК11. По южной части площади по этим пластам запасы были утверждены ЦКЗ Мингеологии в объеме 358783 тыс.тонн балансовых, 165003 тыс.тонн извлекаемых категории С1, 342046 тыс.тонн балансовых и 118380 тыс.тонн извлекаемых категории С2.

В целом по Талинской площади по состоянию на 01.01.84 г. на балансе Мингеологии СССР числилось:

по категории С1 балансовых запасов 679033 млн.тонн, извлекаемых 309187 млн.тонн;

по категории С2 балансовых 387088 млн.тонн. , извлекаемых 134753 млн.т.

Утвержденный вариант технологической схемы предусматривает следующие основные положения:

выделение двух эксплуатационных объектов Юк10-ЮК11 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;

применение блоковой трехрядной системы размещения скважин по сетке 400 х 400 м при расстоянии между первым добывающим нагнетательным рядом скважин 500 м (плотность сетки 18 га/скв.);

способ эксплуатации фонтанный с переходом на компрессорный газлифтный в 1988 году; проектные уровни добычи нефти - 17,4 млн.т (1992 г.), добыча жидкости 66,9 млн.т (2000г), закачка воды 91,9 млн.м(2000г);

темп отбора нефти при проектном уровне - 3,8 % от начальных извлекаемых запасов. Продолжительность проектного уровня 7 лет;

фонд скважин всего 8488, в т.ч. добывающих -5224, нагнетательных 1766, резервных 1107;

извлекаемые запасы нефти, принятые в технологических расчетах, составляют 464,9 млн.т., конечный коэффициент нефтеотдачи - 0,436;

применение нестационарного заводнения;

объем капитальных вложений за весь срок разработки - 3823,5 млн.руб., себестоимость добычи - 32,6 руб/т.

В 1987 году СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки, в которой предусматривался ввод в 1989 году в разработку южного участка Талинской площади, неохваченного проектированием в предыдущих документах.

На дополнительном участке, рекомендованном к вводу в разработку, эффективность предлагаемых решений подтвердилась имеющимися данными о совместной эксплуатации пластов ЮК10 и ЮК11в границах 1и 2 залежей.

ЦКР МНП СССР утвердила дополнение к технологической схеме разработки Талинского месторождения со следующими основными технологическими положениями:

выделение двух объектов разработки ЮК10 и ЮК11;

блоковая система разработки с 3х рядным расположением скважин в блоке при расстояниях между ними 600 м, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего- 500 м;

оптимизацию сетки скважин для вовлечения в разработку слабопренируемых запасов нефти производить по мере разбуривания и уточнения особенностей геологического строения продуктивных пластов;

систему разработки, предложенную для южного участка, распространить на участках расширения контура нефтеносности.

Бюро ЦКР Главтюменнефтегаза утвердило «Технологические показатели по участку расширения Талинской площади» со следующими показателями:

проектные уровни добычи нефти - 5,1 млн.т.

жидкости - 12,5 млн.т.

закачка воды - 16,5 млн.м.

ресурсы газа - 10,7 млрд.. м.

общий фонд скважин - 1553.

в том числе добывающих - 777.

нагнетательных - 259.

резервных - 517.

применение механизированного способа эксплуатации (ЭЦН, ШГН);

давление на устье скважин 1,8 МПа;

приемистость нагнетательных скважин 400 м/ сут.

За период, прошедший после составления технологической схемы, в порядке проведения авторских надзоров в оперативном порядке, проведены следующие проектные решения:

увеличено давления нагнетания в пластах ЮК10 с 15,0 МПа до 18,0 МПа.;

временно отказались от разбуривания 1 и 2 залежей пласта ЮК11, сосредоточив весь объем буровых работ на объекте ЮК10;

предусмотрен дифференцированный подход к переводу под закачку проектных нагнетательных скважин, находящихся в обработке на нефть. В зависимости от дефицита закачки и состояния пластового давления разрешен перевод скважин под нагнетание без длительной отработки;

организация совместной разработки пластов ЮК10 и ЮК11 на залежи 1 и 2 на участке №3;

внедрение насосного способа добычи (ЭЦН, ШГН).

Основные показатели разработки Таллиннского месторождения представлены в таблицах № 3.2.2., 3.2.3.

3.2 Анализ текущего состояния разработки Таллиннского месторождения

График разработки представлен на рис. 3.2.1.

Разработка Талинского месторождения направляется и регулируется проектными документами, что является отражением сложившегося в отечественной практике принципа многостадийного проектирования. Периодическое внесение в запроектированную систему разработки более или менее существенных изменений, вследствие уточнения уровней добычи нефти по мере детализации геологического строения продуктивных горизонтов, нашло свое отражение в последней Технологической схеме разработки Талинской площади. Согласно нее (Тех.схема СибНИИНП, ЦКР, МНП - февраль 1992г.) объектами разработки были выделены отдельно пласты ЮК10 и ЮК11 Тюменской свиты. Система воздействия была выбрана переходная с блоковой трехрядной на очагово-избирательную. Это объясняется тем, что система разработки, принятая в более ранних проектных документах, не позволила достичь запланированного объема добычи и, соответственно, прогнозируемого текущего коэффициента нефтеизвлечения. Основными геологическими факторами, определяющими низкую величину КИН, явились:

низкая нефтевытесняющая способность воды (коэффициент вытеснения на уровне 0,53), высокая степень прерывистости продуктивных толщин, геологическая расчлененность равна 8-9, наличие значительной доли пропластков толщиной менее 2м (до 70% от общего числа пропластков). В результате этого, по данным ГИС, установлена низкая степень вовлечения запасов углеводородов в разработку (45-65% перфорированной толщины пласта), резкая фильтрационная неоднородность продуктивных пропластков, значительная часть запасов нефти (40%) сосредоточены в низкопроницаемых коллекторах с проницаемостью до 20*10-3 мкм2

Установленная структура определяет разноскоростную выработку запасов нефти. Темпы выработки запасов нефти различных групп коллекторов отличаются в десятки раз. Таким образом, остаются зоны, не подверженные влиянию ППД, так называемые “целики”, которые при удачном вскрытии первые месяцы эксплуатации дают стабильные притоки малообводненной продукции (до 20 т/сут).

Таким образом, можно сказать, что рядная система разработки, принятая на Талинском месторождении в более ранних проектных документах, не учитывала особенностей геологического строения залежей. Соответственно переход на очагово-избирательную систему воздействия можно считать актуальной и правильной.

Динамика обводнения скважин, эксплуатирующих пласты ЮК10 и ЮК11, характеризуется:

непродолжительным безводным периодом, который изменяется по участкам от 200 до 400 суток и за который отбирается от 6 до 22 тыс.т. нефти,

после появления воды в продукции скважин - резким ростом обводненности, который происходит за период от 250 до 730 суток и за который добывается от 3 до 10 тыс.тонн нефти,

на последней стадии обводнения - стабилизацией обводненности на уровне 93-97%. Продолжительность стадии стабилизации в настоящее время изменяется от 0,9 до 4 тыс.тонн нефти, водонефтяной фактор - от 15 до 35.

Установленный вид динамики обводнения скважин обусловлен наличием в разрезе продуктивных пропластков с резко различными фильтрационными свойствами.

С целью улучшения характеристики выработки запасов нефти необходимо проводить работы в двух направлениях:

изоляция выработанных и заводненных интервалов пластов,

вовлечение в процесс дренирования низкопроницаемых интервалов пластов.

Также необходимо отметить, что на динамики ускоренного обводнения сказалось и то, что в первые годы разработки заводнение шло с нарушениями технологий. Процесс заводнения либо задерживался, что привело к падению пластового давления ниже проектных значений, либо проводился с избыточной закачкой объемов воды. Интенсивная закачка обеспечивала фонтанирование скважин, но при резко растущей обводненности (вследствие сильной фильтрационной неоднородности пластов происходил моментальный прорыв закачиваемой воды по суперколлекторам). В этих условиях фонтанирование скважин с высокой обводненностью не обеспечивает оптимального режима их работы. Слабопроницаемые прослойки не включаются в работу, что уменьшает нефтеизвлечение. Кроме этого, высокие пластовые давления требуют увеличения плотности растворов глушения скважин при ремонтных работах, что ухудшает проницаемость призабойной зоны пласта, а также ведут к удорожанию ремонтных работ. Во избежание вышеперечисленных сложностей оптимальными пластовыми давлениями можно считать - 275-280 атм. в зоне нагнетания и 260 атм. в зоне отбора (таблица № 3.2.4., 3.2.5., 3.2.6.). Локализация пластовых давлений в этих пределах позволила бы максимально оптимизировать работу добывающих скважин при механизированном способе добычи.

Таким образом, опыт разработки пластов ЮК10 и ЮК11 показывает, что применение традиционных систем разработки, основным недостатком которых является размещение добывающих и нагнетательных скважин без учета конкретного геологического строения продуктивных пластов, имеющих выраженное зонально-слоистое строение, ведет к повышенным отборам попутной воды, соответственно снижению степени извлечения запасов нефти. Поэтому на современной стадии разработки необходимо оперативно определять особенности изменения фильтрационных свойств по разрезу и по простиранию продуктивных пластов с целью установления вертикальной и зональной неоднородности, а также выявления микро и макроразломов, образовавшихся вследствие неотектонических подвижек земной коры.

Для решения данной задачи необходимо провести широкомасштабный курс исследовательских работ с привлечением методов гидропрослушивания, на основе которых построить карты неотектонических образований, схемы кореляции, которые позволят закладывать очаговые нагнетательные скважины с большей долей успешности. Кроме этого, скважины переводимые под нагнетание воды, как очаговые, необходимо закладывать так, чтобы разрез пласта имел однородную фильтрационную характеристику или высокопроницаемые интервалы, вскрытые скважиной, не прослеживались в окружающих добывающих скважинах. В случае, когда высокопроницаемый интервал имеет зональное распространение, его следует изолировать после выработки из него запасов, тем самым обеспечив более равномерную выработку нефти по остальной части разреза. Необходимо отметить, что даже при создании очагово-избирательной системы, близкой к идеальной, при обычной технологии заводнения пластов Тюменской свиты, характеризующихся сильно неоднородным строением, значительная часть запасов, сосредоточенных в малопроницаемых слоях, останется неохваченной процессом вытеснения. В подобных геологических условиях заводняемый пласт представляет собой, как бы бессистемное чередование обводненных и нефтенасыщенных пропластков. Вовлечение в разработку данных нефтенасыщенных пропластков станет возможным при создании в таких коллекторах попеременно изменяющихся по величине и направлению градиентов гидродинамических давлений. Тогда в пласте возникнут условия для внедрения нагнетаемой воды в застойные нефтенасыщенные малопроницаемые участки для перемещения нефти из них в зоны активного дренирования (метод циклического воздействия).

Кроме методов циклического заводнения, на Талинской площади одним из эффективных средств увеличения коэффициента нефтеизвлечения при вытеснении нефти водой может служить метод, основанный на создании в пласте неустановившегося процесса вытеснения путем изменения направления фильтрационных потоков. Этот метод может проводиться как на участках с высокой обводненностью пласта (р-н ДНС 27,28,30) , так и на участке с умеренной обводненностью (р-н ДНС 31).

Большинство гидродинамических методов увеличения КИН применяются на существующей базе без больших капитальных вложений, что является немаловажным фактором в настоящее время. Но эффективность применяемых методов непосредственно зависит от состояния призабойной зоны скважин, мероприятий по повышению дебитов и приемистости, ремонтных работ. На практике эти проблемы не решаются с должным успехом. Успешность методов может быть максимальной при сочетании гидродинамических методов с физико-химическими. Но дорогостоящие методы, основанные на математическом моделировании процессов разработки, базирующихся на сложной технике, не получили широкого применения в НГДУ «Талинскнефть» в настоящее время. Это связано: с недостаточной оснащенностью производственных служб современными средствами электронно-вычислительной техники; слабой координацией работ по развитию автоматизированных систем управления и контроля за процессом разработки;