Методы контроля за разработкой Талинского месторождения

По данным СибНИИНП для участков легкой нефти газовый фактор составил 305 м³/т, объемный коэффициент 1,887, плотность нефти 799 кг/м3.

Молярная доля метана в пластовых нефтях горизонта ЮК10 изменяется в широких пределах 22-44% (таблица №7), в нефтях пласта ЮК11 эта величина составляет 25-32%. Для нефтей обеих 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 ЮК10 он равен 67-89.

3. Технологическая часть

3.1 Состояние разработки Талинского месторождения

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, в следствии уточнения уровней добычи нефти по мере детализации геологического строения продуктивных горизонтов нашли свое отражение в последней Технологической схеме разработки Талинской площади. Согласно нее (Тех.схема СибНИИНП, ЦКР, МНП - февраль 1992 г.) объектами разработки были выделены, отдельно пласты ЮК10 и ЮК11 - Тюменской свиты. Система воздействия была выбрана - переходная с блок трехрядной на очагово-избирательную. Это объясняется тем, что система разработки принятая в более ранних проектных документах не позволила достичь запланированного объема добычи, 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, расчленность равна 8-9, наличие значительной доли пропластков толщиной менее 2 м (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 запасов нефти определяет разноскоростную их выработку. Темпы выработки запасов нефти различных групп коллекторов отличаются в десятки раз. Таким образом, остаются зоны, не подтвержденные влиянию ППД, так называемые «целики», которые при удачном вскрытии, первые месяцы эксплуатации дают стабильные притоки малооводненной 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 правильной.

Основные показатели разработки месторождения в пределах Талинской площади за всю историю эксплуатации приведены на рис.

Рис. 3.1. Красноленинское месторождение. Талинская площадь. Графики разработки

Достаточно продолжительный период разработки месторождения можно условно разделить на 4 стадии, характеризующиеся различными темпами выработки запасов нефти.

На рис приведена динамика основных показателей эксплуатации месторождения с выделением стадий разработки месторождения.

Красноленинское месторождение. Талинская площадь

Динамика основных показателей с выделением стадий разработки

Основные показатели, распределенные по стадиям освоения месторождения, приведены в таблице

Красноленинское месторождение. Талинская площадь.

Основные показатели в различные стадии освоения месторождения

Первая стадия разработки месторождения (период 1983-1989 гг.) характеризуется интенсивным бурением и ростом добычи нефти (см. рис. 3.4).

К концу первого этапа в эксплуатации находились 1276 добывающих скважин, было отобрано 26630 тыс. т нефти, при этом отбор нефти от числящихся на балансе РГФ извлекаемых запасов нефти достиг 5,9%, обводненность продукции - 36,9%. Годовая добыча нефти к концу периода составила 10442 тыс. т при темпе отбора от НИЗ - 2,3%.

Вторая стадия разработки месторождения (период 1990-1996 гг.) характеризуется максимальными объемами нефтедобычи. Как и ранее, основным мероприятием по извлечению нефти являлось бурение новых скважин. К концу периода действующий фонд добывающих скважин составил 2049.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1999 году в объеме 13334 тыс. т, при отборе от НИЗ - 8,9%, темпе отбора от НИЗ - 3,0%, обводненности продукции - 55,9%.

За период второго этапа было отобрано 25672 тыс. т нефти, или 5,7% от НИЗ, числящихся на балансе РГФ. В целом накопленный отбор нефти из продуктивных пластов месторождения на 1.01.91 г. составил 52302 тыс. т, или 11,6% от НИЗ, числящихся на балансе РГФ, обводненность продукции составила 72,7%. Темпы отбора от НИЗ в это время были максимальными и на конец этапа по месторождению достигли 2,7%.

На третьей стадии (период 1997-2003 гг.) разработка месторождения вступила в фазу интенсивного снижения добычи нефти, связанному с прогрессирующим обводнением добываемой продукции При этом в течение всего времени темпы разбуривания оставались высокими, однако, в связи с остановкой значительного числа (70%) добывающих скважин к концу периода в эксплуатации на нефть находилось 1265 скважин. К завершению рассматриваемого периода возможности буровых работ, как средства стабилизации добычи нефти, практически исчерпались. Объемы эксплуатационного бурения к 2006 году по сравнению с 2004 годом снизились существенно (с 2044 тыс. м/год до 53 тыс. м/год), что составило 2,6% от максимального уровня). Снижение эффективности бурения скважин связано, как с интенсивным обводнением высокопродуктивных пластов, так и с несовершенством применяемых технологий и материалов при разобщении нефте- и водоносных интервалов.

Всего за анализируемый период 1997-2003 гг. отобрано 33252 тыс. т нефти, или 7,4% НИЗ, числящихся на балансе РГФ. В целом накопленный отбор нефти из продуктивных пластов месторождения на 1.01.10 г. составил 85554 тыс. т, или 19% от НИЗ, числящихся на балансе РГФ, обводненность продукции составила 93,3%. К концу третьего этапа разработки темпы отбора от НИЗ снизились до 0,5%.

Начиная с 2004 года, месторождение вступило в четвертую стадию разработки месторождения, характеризующуюся стабилизацией темпов падения добычи нефти и обводненности продукции скважин. Объемы добычи нефти продолжают снижаться, вплоть до 2001 года, когда наблюдался минимальный уровень добычи нефти - 1442 тыс. т. В последующих, 2002-2003 годах, эту тенденцию удалось преодолеть - добыча нефти по сравнению с предыдущим годом выросла на 9.1-11.4%.

За период 2004-2010 гг. в целом по Талинской площади добыто 11728 тыс. т нефти, что составило 2,6% от НИЗ, числящихся на балансе РГФ на 1.01.2003 г. В целом накопленный отбор нефти из продуктивных пластов месторождения в пределах Талинского лицензионного участка за историю разработки составил 97282 тыс. т, или 21,6 от НИЗ. В настоящее время темп отбора от НИЗ составляет 0,4%.

3.2 Фактическое состояние разработки

Талинское месторождение Западной Сибири является уникальным по сложности промылово-геологических характеристик. Оно не имеет аналогов среди месторождений СНГ и даже мира, поэтому имеющийся огромный опыт разработки месторождений практически не может быть здесь использован без учета специфики данного месторождения. На Талинском месторождении приходится накапливать собственный опыт, который выявляет все более сложные геолого-физические характеристики и указывает на необходимость постепенного поиска нестандартных методов разработки.

Особенность освоения данного месторождения заключается в том, что, на первый взгляд, его продуктивные пласты ЮК10 и ЮК11 обладают благоприятными свойствами: весьма низкая вязкость пластовой нефти (в среднем 0,4 Мпа*с), высокое газосодержание (180-220 м³/м3), удовлетворительный средний коэффициент нефтенасыщенности (около 0,7-0,8), небольшие размеры водонефтяной зоны, доступная глубина залегания продуктивных пластов (около 2700 м), невысокая, но удовлетворительная при столь низкой вязкости нефти средняя проницаемость пластов (на разных участках залежей она колеблется в пределах 0,09-0,290 мкм2), мономинеральный (кварцевый) состав пород-коллекторов, достаточные средние суммарные толщины нефтенасыщенных слоев (по пластам ЮК10 и ЮК11 - соответственно 9,9 и 9,5 м).

Позже было установлено, что наряду с положительными действуют неблагоприятные. К ним относятся неоднородность пластов, выражающаяся в большой расчлененности по толщине, значительном различии проницаемости и толщины прослоев, их прерывистости, изменчивости проницаемости по толщине и простиранию пластов. Характер залегания коллекторов столь сложен, что продолжительное время детальная корреляция продуктивных пластов представлялась невозможной.

При составлении в 2008 году технологической схемы разработки пластов ЮК10 и ЮК11 как самостоятельных эксплуатационных объектов детали их строения еще не были известны. В то же время указанные на первый взгляд благоприятные факторы были определены с достаточной надежностью. В связи с этим предусматривалось, что при разрезании каждой залежи на блоке шириной 2 км и трехрядном размещении на каждом объекте добывающих скважин с расстоянием между ними в рядах 400 м конечный коэффициент нефтеизвлечения составит 43,6%.

Однако фактические показатели разработки не подтвердили проектные. Несмотря на значительное перевыполнение проектных годовых показателей по закачке воды и разбуриванию объектов добыча нефти из них оказалось ниже проектной вследствие быстрого обводнения добывающих скважин. В технологической схеме 1990 г. динамика годовых показателей разработки была вынужденно изменена и проектный коэффициент был снижен до 24,4-26,8%.

В последние годы наряду с изучением общих тенденций по месторождению в целом на примере одного из разрабатываемых блоков проведены более обстоятельные исследования по выявлению особенностей геологического строения и разработки эксплуатационных объектов. Важным их этапом явилась детальная корреляция рассматриваемых сложнопостроенных продуктивных пластов. Были найдены методические приемы корреляции, что позволило представить более адекватные геологические модели объектов. Благодаря этому появилась возможность более надежного определения протекающих в них процессов. При этом установлено, что условия разработки Талинского месторождения крайне сложны - выявлено несколько причин, затрудняющих разработку, при чем выяснилось, что некоторые геолого-физические факторы, определяемые первоначально как благоприятные в условиях высокой неоднородности действуют отрицательно.

Одной их важнейших причин, осложняющих процесс заводнения пластов, является очень сложная пространственная изменчивость залегания пород-коллекторов. Исследование данного фактора стала возможным благодаря созданию на каждом эксплуатационном объекте своей системы добывающих и нагнетательных скважин с расстоянием между ними в рядах 400 метров и вскрытию при бурении во всех скважинах обоих пластов. Это обеспечило возможность изучения пластов скважинами с расстоянием между ними 200 метров.

Быстрое обводнение добывающих скважин усиливается межпластовыми перетоками преимущественно из обводненных прослоев в нефтяные. Перетоки воды закрывают выход нефти в добывающие скважины.

Разработка Талинского месторождения требует огромной работы по установлению оптимальных режимов эксплуатации скважин с ограничением дебитов нефти в безводный период. В подобных условиях может рассматриваться вопрос об увеличении пластового давления выше первоначального, но при строгом системном выполнения этого мероприятия.

Принятие удовлетворительных с точки зрения точности инженерных решений по обоснованию оптимальных режимов эксплуатации возможно лишь при обеспечении контроля за эксплуатацией каждой добывающей и нагнетательной скважиной. На Талинском месторождении при современных технических возможностях контроль с удовлетворительной точностью (дебита жидкости и нефти, закачкой воды) осуществляется лишь по совокупностям скважин, которые можно рассматривать как укрупненные скважины. Соответственно мероприятиям по регулированию эксплуатации каждой скважины ограничены. Отрицательные последствия этого очень велики, поскольку неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой значительнее, чем могло быть влияет на разработку. Это связано с тем, что негативное действие послойной неоднородности пластов по проницаемости в скважине усиливается влиянием зональной неоднородности по продуктивности между скважинами.

В условиях высокой послойной и зональной неоднородности нефтяных пластов особенно необходимо индивидуальный контроль и управление по каждой отдельной добывающей скважине.

Целесообразно рассмотреть вопрос о возможности нефтеизвлечения в геолого-физических условиях, подобных залежи пласта ЮК 10 Талинского месторождения, при разработке объекта с использованием природного режима растворенного газа (режима истощения). При теоретической разработке этого вопроса установлено, что наиболее эффективно при режиме истощения снижать пластовое давление не ниже 11,5 МПа. В период его уменьшения до 11,5 МПа нефтяная фаза в пласте остается основной, а газовая - подчиненной, т.е. не происходит опережающего движения выделяющегося из нефти газа. Коэффициент нефтеизвлечения при этом может достигать значения ожидаемого при заводнении и даже несколько превышать его. Однако при разработке объекта без воздействия на пласт максимально возможный коэффициент нефтеизвлечения может быть достигнут лишь при обязательной организации тщательного контроля за эксплуатации каждой скважины. На основе проведенного исследования можно осуществить опытную разработку одного изолированного участка Талинского месторождения без заводнения с выполнением контроля и управления режима эксплуатации каждой добывающей скважины.

Таким образом, Талинское месторождение содержит запасы, которые являются трудноизвлекаемыми. Сложность его разработки обуславливается сочетанием таких факторов, как своеобразное залегание пород-коллекторов, резкое послойное неоднородность пластов по проницаемости, высокие газосодержание и давление насыщения нефти газом.

Литература

нефтяной месторождение пласт контроль

1. «ТНК-Нягань» Отчет о научно-исследовательской работе.

2. «СИБНИИНП» Отчет о научно-исследовательской работе. Тех.схема разработки Талинской площади Красноленинского месторождения» Том 1,2 - Тюмень, 1990.

3. «СИБНИИНП» Анализ разработки Красноленинского месторождения Талинская площадь. Объекты ЮК10 и ЮК11. - 2000.

Размещено на Allbest.ru