Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

К настоящему времени сложилось достаточно четкое представление о том, запасы каких нефтяных месторождений следует относить к категории трудно извлекаемых. Среди основных причин сложности выработки запасов можно выделить не только причины геологического характера (сложность геологического строения; изменение фильтрационно-емкостных свойств коллектора как по разрезу, так и по площади, низкая проницаемость коллекторов, высокая вязкость нефти в пластовых условиях и др.), но и целый ряд причин, связанных с энергетическим состоянием объекта разработки, свойствами насыщающих его флюидов и т.д.

Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами можно выделить в особую группу, т.к. до настоящего времени известные технологии выработки запасов и применяемая техника не позволяют достичь высокой эффективности их разработки. К низкопроницаемым коллекторам принято относить такие, проницаемость которых не превышает 0,05 кв.мкм. Совершенно очевидно, что эта граница несколько условна, т.к. даже при средневзвешенной величине проницаемости в пределах 0,05 кв.мкм колебания ее в пределах объекта разработки могут быть существенными. Поэтому на практике чаше всего приходится иметь дело с объектами, неоднородными по своим фильтрационным свойствам, причем доля низкопроницаемых коллекторов преобладает как в разрезе, так и по площади. Понятно, что эффективность выработки запасов из объектов с низкопроницаемыми коллекторами должна рассматриваться с учетом неоднородности их фильтрационных характеристик.

Актуальность решения проблемы повышения эффективности разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами обусловлена возрастающей долей запасов нефти, сосредоточенных в таких коллекторах.

Разработка месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в настоящее время осуществляется в большинстве случаев с применением заводнения. При этом наблюдается значительное расхождение между средним проектным коэффициентом нефтеизвлечения и фактическим -29% и 6%, соответственно.

Важную роль в разработке низкопроницаемых коллекторов играют структура перового пространства, смачиваемость коллектора, наличие и тип глинистого материала в нем. Низкая эффективность выработки запасов из низкопроницаемых коллекторов, а зачастую и полное их отключение из процесса дренирования, обусловлены, в первую очередь, несоответствием применяемых на различных этапах технологий специфическим особенностям низкопроницаемых коллекторов (например, в процессах вскрытия пластов, освоения скважин, заводнения, капитальных ремонтов и др.). В настоящее время ведутся интенсивные исследования по обоснованию подходов к разработке низкопроницаемых коллекторов с учетом отмеченных выше особенностей.

Как отмечалось выше, фактором, значительно осложняющим вовлечение в разработку низкопроницаемых коллекторов, является существенная неоднородность продуктивных пластов. Так, пласт ЮК10 Талинского месторождения представлен коллекторами с проницаемостью от 0,001 до 4 и более кв.мкм. Причем доля коллекторов с проницаемостью менее 0,05 кв.мкм достигает 65% и более.

Не вызывает сомнений, что эффективность и степень выработки запасов углеводородов из неоднородных низкопроницаемых коллекторов зависят от режима дренирования, метода воздействия на залежь, а также реализуемых режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. При этом не исключается возможность трансформации энергетического состояния залежи.

Для повышения эффективности выработки запасов из неоднородных коллекторов в последние годы предложено достаточно много решений. При этом чаще всего применяется: выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и профиля притока в добывающих скважинах путем селективной изоляции высокообводненных, как правило, высокопроницаемых интервалов пласта, интенсификации нагнетания воды в низкопроницаемые интервалы неоднородного пласта в нагнетательных скважинах и притока жидкости из низкопроницаемых интервалов в добывающих скважинах. Промышленные испытания некоторых разработанных технологий, направленных на повышение охвата пласта воздействием и вовлечением низкопроницаемых коллекторов в разработку, не всегда показывает приемлемую эффективность. Так, на Талинском месторождении с 1988 по 1995 годы было испытано более 15 технологий по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, селективной изоляции обводненных интервалов в добывающих скважинах, интенсификации приемистости низкопроницаемых интервалов пласта в нагнетательных скважинах и др. Однако достигнутая эффективность не превышает 1200 т дополнительно добытой нефти на одну скважина операцию без существенного изменения профилей приемистости и притока в скважинах до и после воздействия, что позволяет предположить о повышении эффективности выработки запасов из высокопроницаемых уже обводненных интервалов пласта без заметного вовлечения в процесс дренирования его низкопроницаемой части.

При разработке подходов к решению проблемы повышения степени выработки запасов из неоднородных пластов и вовлечения в разработку низкопроницаемой его части в настоящее время учитываются лишь начальные горно-геологические условия и текущее состояние разработки объекта. При этом недостаточно внимания уделяется истории разработки и выявлению процессов, развивающихся в пласте в процессе его эксплуатации. Тщательный и детальный анализ состояния разработки объекта на основании данных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований позволяет учесть возмущения, внесенные в пластовую систему в процессе разработки, и выработать адекватные этому подходы к решению проблемы вовлечения в разработку низкопроницаемых интервалов пласта с учетом начальных горно-геологических условий эксплуатационного объекта и реально развившихся в течение разработки внутрипластовых процессов.

Важную роль в разработке низкопроницаемых коллекторов играют структура перового пространства, смачиваемость коллектора, наличие и тип глинистого материала в нем. Низкая эффективность выработки запасов из низкопроницаемых коллекторов, а зачастую и полное их отключение из процесса дренирования, обусловлены, в первую очередь, несоответствием применяемых на различных этапах технологий специфическим особенностям низкопроницаемых коллекторов (например, в процессах вскрытия пластов, освоения скважин, заводнения, капитальных ремонтов и др.).

Как правило, практические сложности в разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти обусловлены как геологическим строением объекта (высокая неоднородность, низкая проницаемость и т.д.), так и физико-химической характеристикой пород-коллекторов и насыщающих их флюидов (высокая пластовая температура, глинистость коллектора, повышенное содержание сероводорода, парафина в нефти, высокий газовый фактор и т.д.). Именно к таким месторождениям относится Талинское месторождение - одно из крупнейших в Западной Сибири по запасам.

Основным объектом разработки являются юрские отложения пласты ЮК10 и ЮК11. Пласты характеризуются крайней неоднородностью, как по емкостным, так и по фильтрационным свойствам.

Сложность геологического строения этого месторождения и реализуемая система разработки обусловили некоторые особенности выработки запасов и обводнения скважин. В настоящее время при разбуренности месторождения на 95% и обводненности добываемой продукции 91,6% текущая нефтеотдача не превышает 10%. Темп обводнения скважин независимо от применяемой системы разработки достигает 5-6% в месяц, за 16-18 месяцев от ввода в эксплуатацию скважины обводняются до 80-90% и более. При этом охват заводнением нефтенасыщенной толщины пласта крайне невелик, зоны и разрез пласта с ухудшенной проницаемостью в разработку практически не вовлекаются.

В условиях Западной Сибири применение в широких масштабах известных технологий интенсификации разработки, повышения нефтеотдачи пластов с применением различных химических реагентов сдерживается рядом факторов. Это и непродолжительный период года с положительной температурой, и удаленность региона (а следовательно, и высокая стоимость работ), и наличие неоднородных коллекторов с развитой поверхностью адсорбции и др. Кроме того, испытанные за последние десять лет на Талинском месторождении технологии повышения нефтеотдачи показали недостаточную эффективность.

В этой связи подробное рассмотрение особенностей геологического строения Талинского месторождения, некоторых процессов, которые происходят в процессе разработки и вносят существенные изменения в систему; влияния технологических характеристик на эффективность выработки запасов (забойное давление, депрессия, обводненность), применяемых методов воздействия на высоконеоднородные пласты с целью интенсификации выработки запасов нефти и др. является важным.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района

Талинское нефтегазовое месторождение открыто в 1962 году. Ближайшим крупным населенным пунктом является город Нягань, расположенный вдоль дороги Ивдель-Обь.

Климат района континентальный с продолжительной суровой зимой и коротким прохладным летом.

Описываемая площадь находится на левом берегу реки Оби и представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким длиннобалочным эрозионным расчленением. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 23-206 метров, на большей части площади 150-160 метров. Почвы в районе подзолисто-аллювиальные - глеевые.

Гидрографическая сеть представлена множеством притоков и мелкими реками Хугот, Потымец, Малая Ем-Ёга, Тал, Ендырь, Сеул, которые относятся к бассейну реки Обь в верхней части нижнего течения. Крупный источник водоснабжения река Обь удалена на расстояние, превышающее 50км. В разрезе Талинской площади выделяется два гидрогеологических этажа. Воды нижнего гидрогеологического этажа отделяются от верхнего толщей водоупорных морских глин олигоцентурона. Они формируются в затрудненном режиме, имеют высокую минерализацию (16-25г/л), хлоридо-натриевый состав и являются непригодными для целей хозяйственно-питьевого водоснабжения. Для этих целей используются водоносные горизонты верхнего-одигоценчетвертичного комплекса.

Талинская площадь принадлежит к лесной зоне, где растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом.

Талинское месторождение Красноленинского свода - одно из крупнейших по запасам в Западной Сибири, характеризуется специфическими горно-геологическими условиями, значительно осложняющими процесс разработки.

Талинское месторождение находится в Октябрьском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Месторождение простирается с северо-северо-запада на юго-юго-восток полосой шириной от 6 до 16 км на расстояние свыше 150 км (рис. 1.1).

Бурением вскрыты отложения четвертичного, палеогенового, мелового, юрского возраста, а также доюрские образования, представленные главным образом сланцами, кварцитами и туфопесчаниками.

Промышленная нефтеносность установлена в отложениях Тюменской свиты (пласты ЮК2 - ЮК11). Однако основными объектами разработки являются пласты ЮК10 и ЮК11 шеркалинского горизонта.

В пределах Талинского месторождения выделено несколько крупных участков разработки (с севера на юг) - северный, первоочередной, центральный, район разведочной скважины 800, промежуточный и районы разведочных скважин 802 и 805 (рис. 1.2).



Рис. 1.1 Обзорная карта расположения нефтяных месторождений ОАО "ТНК Нягань"



Рис. 1.2 Схема распространения пласта ЮК-10 Талинского месторождения: 1-скважина; 2-внешний контур нефтеносности; 3-граница выклинивания;4-граница участков разработки; 5-граница замещения коллектора;1-1 -линия +профиля

1.2 Краткая история разработки

Глубокое поисково-разведочное бурение на Красноленинском своде начато в 1959 году. За период с 1960-1968 г по результатам бурения глубоких скважин была доказана высокая перспективность территории Красноленинского свода в нефтегазоносном отношении. Первая промышленная нефть выявлена в 1962 году на Каменной площади, а в 1963 году признаки нефтегазоносности Тюменской и Викуловской свит установлены на площадях Ай-Торская, Ем-Еговская, Елизаровская, Пальяновская.

Поисково-разведочными работами в период с 1975 по 1982 годы доказана необходимость объединения всех выявленных в отложениях Тюменской свиты залежей в единое Красноленинское нефтегазовое месторождение.

Годы 1979-1983 характеризуются интенсивным разворотом разведочного бурения на Талинской площади и выходом на Южно-Талинскую площадь. Базисным объектом разведки в пределах Талинской и Южно-Талинских площадей являлся Шеркалинский горизонт (пласты ЮК-10 и ЮК-11). В это же время выделены 2 эксплуатационных объекта - ЮК-10 и ЮК-11.

Результаты испытания пробуренных скважин показали значительную изменчивость физических свойств, и сложный характер насыщения коллекторов Тюменской свиты.

С 1996 года на Южно-Талинской площади начата пробная эксплуатация пласта ЮК-11.

Относительно невысокая по меркам Западной Сибири продуктивность скважин (по блокам 53 и 54 - КСР=2,25 куб.м/сут.атм.) предопределило поведение разработчиков компании - их стремление к форсированию добычи нефти. Так в период 1997 года проводилось штуцирование скважин в диапазоне 12-9 мм (скв.9232-14 мм).

В конце 1997 года предпринята попытка снизить депрессию, путем уменьшения диаметра регулирующих шайб до диапазона 8-7 мм, со снижением депрессии на пласт в добывающих скважинах до 4 МПа.

За период 1997 года объемная обводненность продукции добывающих фонтанирующих скважин (блоки 53-55) достигла 11,8%.

При задержки механизированного способа эксплуатации, одной только энергии пласта становилось недостаточно для подъема обводненной нефти; в то же время, работа ЭЦН при высоких газовых факторах со срывами подачи, заставляла производственников оттягивать их пуск и удлинять тем самым фонтанный период эксплуатации.

В начале 1998 года на Южно-Талинской площади (эксплуатационный объект (ЭО - ЮК-11), по блокам 53-55, вновь производилась регулировка режимов работы фонтанирующих скважин, путем увеличения диаметра регулирующих штуцеров в диапазоне 9-8 мм, и доведения депрессии на пласт до 6 МПа и одновременным переходом на механизированную добычу нефти 31.5% основного фонда скважин в конце года).

В этом же, 1998 году, предпринята попытка очагово-избирательного заводнения (скв.9217) c суммарным объемом закачки 6000 куб. м, но забой скважины вскрыл высокопроницаемый пропласток, по которому произошел прорыв воды в реагирующие скважины (отдельные порции трития достигли добывающей скважины уже в первые часы, что можно объяснить наличием высокопроводящих каналов).

Эффективная проницаемость путей фильтрации составляет сотни Дарси. Ввиду малой толщины и расхода они не фиксируются по данным ГИС.

Таким высокопроводящим каналом может быть только трещина (или их совокупность), раскрывшаяся или образовавшаяся вновь в процессе закачки воды. Такие примеры известны в практике разработки месторождений.

Скважина 9217 выведена в консервацию спустя месяц после начала эксплуатации.

За весь период 1999 года объемная обводненность продукции скважин увеличилась с 11,8% до 26,11% в конце года, 63,1% действующего фонда скважин составляли фонтанирующие скважины.

За этот же год зафиксировано их максимальное количество - 12 единиц.

В период с 1999 года по 07.2002 года производилась последовательная работа по переводу фонтанного фонда скважин на механизированную добычу (70,8% - в 2000 году; 85.1% - в 2001 году; 81.48% - в 2002 году), дальнейший рост объемов бурения - доведение основного фонда скважин с 19 до 27 единиц, регулирование штуцированием на выкиде фонтанных скважин до 6 мм в 2003 году (табл.1.1.)

За это время фонд таких (фонтанирующих) скважин уменьшился в 4 раза (3 единицы на 1.01.2003года), количество скважин оборудованных ШСНУ и ЭЦН увеличилось соответственно в 6 и 3,2 раза.

Объемная обводненность достигла 57,27%. Пластовое давление снизилось до 20,01МПа на внешнем контуре, на 19,9% от начального (25,0МПа).

Таблица 1.1 Движение фонда скважин эксплуатационного объекта ЮК - 11 Южно - Талинской площади (блоки 53 - 55 )

№ п\п	Скважины	Годы разработки
		1998	1999	2000	2001	2002
1	Фонтанирующие, штук	10	12	6	3	3
2	Оборудованные ШГН, штук	1	1	4	9	6
3	Оборудованные ЭПУ ( ЭЦН )	0	5	13	14	16
4	Нагнетательные, штук	0	1	0	0	0
5	Пьезометрические, штук	0	0	0	0	0
6	Бездействующие, штук	0	0	0	0	1
7	В консервации, штук	0	0	1	1	1
8	Добывающие механизированным способом, штук	1	6	17	23	22
9	Всего скважин, штук	11	19	24	27	27

Площадь блоков 53-55 (ЭО-ЮК-11) Южно-Талинской площади разбурена, в основном в зоне условного раздела между блоками 53 - 54, по правильной геометрической системе для площадного заводнения. Использовалась четырехточечная система с расстояниями между забоями скважин 600 м в ряду и 600 м между рядами

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Геологическая характеристика месторождения

Талинское нефтегазовое месторождение приурочено к одноименному своду, представляющему собой слабо вытянутую структуру размером

165х 115 км свод расположен на юго-западе Западно-Сибирской нефтегазовой провинции, отделяясь от сопредельных структур положительных структур с востока - Елизаровским прогибом, запада Мутойской котловиной. На юге через Потымскую седловину Красноленинский свод сочленяется с Шаимским мегавалом.

В геологическом строении Красноленинского месторождения участвуют комплексы пород от докембрийских до современных. Максимальный разрез вскрыт скважиной 800 на глубину 3934 м. Красноленинское месторождение включает в себя ряд площадей, приуроченных к одноименным поднятиям: Талинскую, Южно-Талинскую, Ем-Ёговскую, Пальяновскую, Елизаровскую, Ингинскую, Сосново-Мысскую и др. Промышленная нефтегазоносность указанных площадей связана с отложениями тюменской и викуловской свиты. На Талинской и Южно-Талинской площадях разрез представлен наиболее полно.

2.1.1 Стратиграфия

В строении фундамента Талинской площади принимают участие породы докембрийского (биотитовые, хлористо серицитовые сланцы и амфиболиты) и палеозойского (различные сланцы, кварцевые песчаники, туфопесчаники, зеленокаменные измененные базальты, осадочно-вулконогенные образования) возраста. По докембрийским и палеозойским отложениям развиты древние коры выветривания преимущественно као-линитового состава, отнесенные (с некоторой долей условности) к пермско-нижнетриасовым образованиям.

2.1.1.1 Юрская система

В основании осадочного чехла в породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием залегают породы тюменской свиты.

В комплексе пород тюменской свиты выделяются три подсвиты:

нижняя, средняя и верхняя.

Породы нижней подсвиты на Талинской площади объединяются в Шеркалинский горизонт. В разрезе указанного горизонта выделяются основные продуктивные пласты района ЮК10-ЮК11 толщина Шеркалинского горизонта достигает 100 м.

Породы средней и верхней подсвит тюменской свиты - среднеюрского возраста. Они согласно перекрывают нижележащие отложения Шеркалинского горизонта.

Разрез сложен в основном аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов и песчаников, как по разрезу так и по площади. Встречаются линзы углистых аргиллитов, углей к линзам песчаников верхней и средней подсвит приурочены пласты ЮК2-9. Выше по разрезу породы Тюменской свиты согласно перекрываются породами абалакской свиты. Разрез абалакской свиты представлен глинистыми породами морского происхождения. Толщина абалакской свиты 0-37 м.

Выше лежащие породы юрской системы представлены отложениями баженовской свиты. Стратиграфический диапазон баженовской свиты волжский ярус и низы берриасовского яруса. Разрез представлен аргилитами темно-серыми и черными. Толщина свиты 15-40 метров. Отложения баженовской свиты перекрываются мощной толщей (600-700м) глинистых пород фроловской свиты нижнего мела.

2.1.1.2 Меловая система

В составе меловых отложений Красноленинского свода выделяются фроловская, кошайская, викуловская, ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.

Фроловская свита залегает на баженовской и согласно перекрывается осадками кошайской свиты. Стратиграфический диапазон Фроловской свиты барриас, валажин, готерив, барен, низы апата. Отложения представлены морскими темно-серыми гидрослюдистыми аргиллитами с прослоями глинистых известняков, сидеритов, алевролитов. Общая толщина фроловской свиты 527-625 м. Осадки кошайской свиты залегают в породах фроловской свиты. Литологически свита представлена глинами. Встречаются прослои алевролитов и известняков, особенно в верхней части разреза. Породы содержат спорно-пыльцевые комплексы апата. Общая толщина 50-65 м.

Выше по разрезу осадки кошайской свиты перекрываются без видимых следов несогласия породами викуловской свиты, которая условно подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена морскими гли-нисто-алевролитовыми породами с подчиненными прослоями глинистых известняков. В верх по разрезу увеличивается количество алевролитового материала. Содержит включения обугленных растительных осадков, желваки сидерита. Верхняя подсвита имеет преимущественно алеврито-песчанистый состав с прослоями глин. Толщина викуловской свиты 120-130м.

Отложения викуловской свиты перекрываются породами ханты-мансийской свиты возраст, которой фораминифер и по положению в разрезе принимаются в объеме среднего верхнего альба. Разрез сложен морскими темно-серыми аргелитами с тонкими прослоями аргелитов, известняков и седеритов. Верхняя часть разреза представлена прибрежно-морскими сероцветами алевролитами и глинами. Породы содержат многочисленный обугленный детрит. Общая толщина ханты-мансийской свиты равна 240-280 м.

Уватская свита (сеноман) согласно залегает на породах ханты-мансийской свиты и перекрывается кузнецовской свитой. Слагается серыми зеленовато-серыми песками, песчаниками, алевролитами и глинами. Толщина свиты 220-250м.

Кузнецовская свита (турон) представлена темно-серыми глинами и единичными прослоями алевролитов и глауконитовых песчаников. Содержит многочисленные остатки фауны пелеципод. лингул, аммонитов. Общая толщина свиты 35-50м.

Березовская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена серыми, темно-серыми опоками, кремнистыми глинами и аргиллитами. Верхняя подсвита представлена серыми и зеленовато-серыми глинами, опоковидными с редкими прослоями опок. Общая толщина берёзовской свиты 180-240м.

Ганькинская свита имеет широкое распространение в пределах Западной Сибири. Представлена характерной толщей известковых зеленовато серых глин с прослоями алевролитов и мергелей. Толщина 50-75 м.

2.1.1.3 Кайнозойская группа. Палеогеновая система

Палеогеновые отложения согласно залегают на меловых отложениях и имеют широкое распространение в пределах Красноленинского района. Представлены всеми тремя отделами: палеоценовым, эоценовым, олигоценовым.

В составе палеогеновых отложений выделяется талицкая, люлинворская, тавдинская. атлымская. новомихайловская, журавлевская свиты.

Талицкая свита (палеоцен) подразделяются на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена темно-серыми массивными глинами участками глауконитовыми, с редкими линзами сидеритов и алевритового материала. Верхняя подсвита представлена темно-серыми глинами с многочисленными гнездами и линзами алеврито-песчаного материала и редкими прослоями алевролитов.

Верхняя часть подсвиты представлена тонко отмученными, иногда опоковидными глинами. Толщина талицкой свиты 130-150м.

Люлинворская свита (эоцен) согласно залегает на породах талицкой, свита разделена на три подсвиты. Для разреза нижней подсвиты характерны опоки и опоковидные глины с присыпками кварцевого-глауконитового песка в нижней части. Средняя часть разреза сложена диатомитами и диатомитовыми глинами иногда алевролитистыми. В верхней части разреза описываемой свиты развиты зеленовато-серые тонко слоистые диатомитовые глины, в которых отмечаются желваки марказита. Общая толщина свиты 200-225м.

Тавдинская свита (верхний эоцен - нижний олигоцен) сложена толщей голубовато зеленых и оливково зеленых пластинчатых глин с тонкими линзочками светловато-серого алевролитового материала. Характерны стяжения марказита. Толщина свиты 60-80м.

Новомихайловская свита (средний олигоцен) представлена чередованием серых и бурых глин, алевролитов серых и светло-серых песков с прослоями углей и лигнитов. Толщина свиты 50-70 м.

Журавская свита (верхний олигоцен) залегает на отложениях ново-михайловской свиты и с перерывом перекрывания осадками четвертичного возраста. Свита представлена серыми и зеленовато-серыми глинистыми алевролитами с прослоями песков и алевролитами с включениями глауконита. Толщина свиты 10-30 м.

Неогеновые отложения в районе Красноленинского свода отсутствуют.

2.1.1.4 Четвертичная система

Четвертичные отложения несогласно перекрываются отложениями журавской свиты и имеют повсеместное распространение. Отложения представлены супесями, серыми и желтовато серыми песками с прослоями глин серых, бурых песчаников. Встречаются мощные слои торфа, линзы валунных галечников. На севере и востоке района развиты ледниковые отложения в составе которых встречаются различные по размерам отторженны.



2.1.2 Тектоника

В тектоническом отношении талинская площадь приурочена к одноименному талинскому валу, расположенном на западном склоне Крас-ноленинского свода.

Выше упоминалось, что Красноленинский свод в морфологическом отношении представляет собой слабо вытянутую структуру северо-западного простирания с размерами длинной и короткой осей 165-115 м, а амплитуда его по отражающему горизонту "Б" (верхняя юра) составляет относительно днища Мутомской котловины 100-150 м, а относительно моноклинального склона 300-350 м. Следовательно, в современном структурном плане свод представляет тектонический с региональным падением слоев в восточном направлении.

В пределах исследуемой площади талинский вал осложнен Талинской, Северо - Талинской и Южно - Талинской структурами.

В 1976 году была пробурена поисковая скважина № 1, которой установлена промышленная нефтеносность отложений Тюменской свиты. Анализ сейсмических материалов показал, что горизонт Т2 (шеркалинский горизонт) развит преимущественно в осевых частях прогибов и имеет четкие приклинивания к склонам выступов доюрских образований. В этой связи был проведен анализ структурного плана, который показал, что уже к началу формирования осадочного чехла в пределах изучаемой площади сформировались глубокие прогибы.

По кровле доюрского основания Талинская и Северо-Талинская складки разделены глубоким прогибом (амплитуда 75-100 м.) вытянутым в Северо-восточном направлении по линии скважин № 103,91,102,105,121. Аналогичный прогиб разделяет Талинскую (амплитуда 100-140 м.) и Южно -Талинскую складки по линии скважин № 132, 503, 511, 126. Ось прогиба имеет широкое простирание. Валентиновская и Малохорская складки отделяются от Южно - Талинской прогибом (амплитуда 50-73 м.) северо-западное простирание по линии скважин № 186, 139, 802, 825. Талинская антиклинальная складка по замыкающей изогипсе - 2525 м доюрского основания имеет размеры 14*6 км и амплитуду 40 м. складка вытянута в северо-восточном направлении. Углы наклона крыльев складки составляют 2-4° северо-западное и 50"-2°30' юго-восточное. Северо-Талинская складка в пределах исследуемой площади не замыкается. В районе скважины 4, 135 выделяется купол, осложняющий переклинальное окончание складки. Амплитуда купола относительно днища прогиба 100-150 м, углы наклона крыльев составляют 3° западного и 4° восточного. Южно-Талинская складка по замыкающейся изогипсе 2525 м доюрского основания имеет размеры 15-95 км и амплитуду 120 м. Складка вытянута в северо-западном направлении. Углы наклона крыльев составляют: 2°-юго-запада и 4°30' северо-восточном направлении.

Структурные планы продуктивных пластов ЮК10-ЮК11 в целом сохраняют очертания кровли доюрского основания. Это объясняется тем, что отложения пластов ЮК10-ЮК11 накапливались в прогибах фундамента, которые на протяжении всей истории развития площади разделяли Северо-Талинское и Талинское, Талинское и Южно-Талинское, Южно-Талинскос и Валентановское локальные поднятия.

Разбуривание залежи пласта ЮК10 эксплуатационной скважиной показало, что его отложения слагают сложный, не подчиняющийся каким-либо видимым закономерностям разрез. Песчано-гравелитовые пропластки ЮК10 невыдержанны как по площади, так и по разрезу. Максимальная изменчивость и не выдержанность коллекторов наблюдается в центральной часта Талинской площади, в районе расположения разведочных скважин 115-140 здесь выявлены две зоны полного замещения пластов коллекторов непроницаемыми породами на участках расположения скважин 3057 и 3104, 3105.

Зона сокращения эффективных толщин пласта ЮК10 - выявлена к западу от разведочных скважин 190, 107. Эта зона приурочена к приподнятому блоку доюрского основания, продолжившего восходящие движения во время отложения пласта ЮК10, что привело к сокращению толщин песчано-гравелитовых осадков в плоть до полного их выклинивания в скважинах 3617, 3656, 3698.

Литологическое замещение коллекторов непроницаемыми глинистыми породами наблюдается в районе скважин к востоку от скважины 955. В скважине 4661, 4677, коллекторские разности полностью замещены.

Основные принципиальные черты геологического строения района в целом и пластов Шеркалинской пачки в частности в процессе разбуривания подтвердились с неизбежными в таких случаях уточнениями.

Продуктивные пласты ЮК10-11 залегают в нижней части тюменской свиты и сложены грубозернистыми породами с редкими прослоями глинизированных разновидностей.

Строение пластов неодинаковое. Пласт ЮК11 залегает в виде узкой (до 5км.) протяженной (свыше 120 км.) полосы меридионального субмери-дианального простирания. Слагающие его породы представляют собой осадки заполнения каньонообразного вреза в доюрский фундамент. В основании они представлены гравийно-конгломератовыми и брекчиевыми прослоями. Толщина отложений данного пласта достигает 50 метров.

Пласты ЮК10-11 разделяются между собой выдержанной пачкой аргиллитов толщиной от 5-20 и более метров. Отложение пласта ЮК10 развиты значительно шире, площадь их распространения на отдельных участках увеличивается по ширине до 20 км. Максимальная его толщина достигает 30 метров, в поперечном сечении он имеет пластообразную форму. В центральной части прогибов пласт залегает с размывом на аргилитах, перекрывающих образования ниже лежащего пласта ЮК11, а в краевых зонах - на породах фундамента.

2.2 Продуктивные пласты ЮК10 и ЮК11

Остановимся на характеристике пластов ЮК10 и ЮК11 более подробно. Пласт ЮК11 имеет ограниченное распространение, прослеживается полосой шириной 5 - 6 км и залегает на наиболее погруженных участках фундамента. Сложен пласт гравелито-песчаными и алевролитовыми породами с небольшими по толщине линзами и прослоями глинистых пород. Характерным является прерывистость нефтеносности. Общая толщина пласта достигает 65 м.

В пласте выделено три залежи нефти. Наиболее крупная залежь расположена вдоль восточной линии выклинивания пласта в пределах первоочередного и центрального участков разработки. Две другие залежи, меньшего размера, расположены в районах скважин 802-805 и в северо-западной части первоочередного участка.

Пласт ЮК11 отделен от пласта ЮК10 глинистым разделом, имеющим довольно широкое распространение в погруженных зонах и полностью отсутствующим на приподнятых участках фундамента. Толщина раздела изменяется от 7 до 16м.

Пласт ЮК10 распространен более широко, но развит также не повсеместно. Его максимальная толщина достигает 35 м. В зонах отсутствия пласта ЮК11 пласт ЮК10 залегает непосредственно на породах фундамента. Пласт представлен гравелитами, алевролитами и глинами.

Анализ и обобщение геолого-физической информации по пласту ЮК10 позволяют нам разделить продуктивный разрез по скважинам на три основных типа: I - II - III ( рис.2.3 ).

Отнесение продуктивного разреза к тому или иному типу базируется на наличии или отсутствии в разрезе глинистого прослоя, коррелируемого в соседних скважинах. Отметим, что деление разреза на типы условно, но отражает весьма существенные характеристики, так как скважины, вскрывшие различные типы разрезов, имеют различную характеристику работы.К первому типу относится продуктивный разрез, в котором отсутствует глинистый прослой.

Второй тип разреза характеризуется наличием в нем выдержанного глинистого прослоя, расположенного в средней части и делящего продуктивный горизонт на две части: верхнюю и нижнюю.

Третий тип разреза, являющийся наиболее распространенным, характеризуется чередованием нефтенасыщенных и глинистых прослоев толщиной до 3 м, которые хорошо прослеживаются по площади.

Проведенное детальное изучение показало, что породы-коллекторы характеризуются различной сортировкой и особенно упаковкой обломочного материала. Фракционный состав представлен обломками всех размеров (от гравийных с диаметром частиц до 1,5 см до алевритовых с диаметром частиц 0,05-0,01 мм). Соотношения между пористостью, проницаемостью и водонасыщенностью в таких коллекторах могут быть отличными от тех, которые обычно наблюдаются в гранулометрически однородных породах-коллекторах.

Коллекторами нефти на Талинском месторождении являются песчаники от грубозернистой до мелкозернистой структуры, а также гравелиты, содержащие примесь песчаного материала. Учитывая основные структурно-литологические признаки, коллекторы можно подразделить на следующие типы.

1. Гравелиты песчанистые - порода представлена плотно-упакованными гравелитовыми зернами диаметром 1-1,5 см, тип цементации - контактный; пространство между зернами частично или полностью заполнено песчаным материалом или агрегатами каолинитового цемента, содержание которого составляет в среднем 2-3%. Пористость гравелитов обычно колеблется от 14 до 18,6%, проницаемость изменяется в очень широком диапазоне: от 0,07 до 1 кв.мкм и более, водонасыщенность составляет 12-29%. В том случае, когда фракция песчаника занимает все поровое пространство между гравийными зернами, порода характеризуется минимальной пористостью и называется гравелито-песчаной. Содержание песчаной фракции в ней достигает 55%. Пористость такой породы изменяется в пределах от 10 до 14,7%, проницаемость от 0,001 до 0,045 кв.мкм, водонасыщенность - 22,5-50%.

2. Песчаники, содержащие примесь гравелитового материала (до 25%). В одном случае - это песчаники мелкозернистые и мелко среднезернистые (0,5-0,25 мм) с включением гравелитовых зерен, которые неравномерно распределены в матрице песчаника и образуют как бы барьеры для флюидов, повышая извилистость путей их фильтрации. По данным анализа кернов пористость таких песчаников изменяется от 11 до 18%, проницаемость составляет 0,001-0,150 кв.мкм, водонасыщенность - 18,3-50%.

В другом случае зерна гравелитовой фракции в песчанике контактируют друг с другом. Фильтрационно-емкостные свойства этой породы значительно лучше: пористость возрастает до 14-20,8%, проницаемость изменяется от 0,05 до 1кв.мкм, водонасыщенность составляет 18,2-29,2%.

Рис. 2.1 Геологический профиль по линии 1-1 (см. рис. 1.2) -- “первоочередной участок -- участок района разведочной скважины 805”



Рис.2.2 Геологический профиль отложений пластов ЮК10 и ЮК11 по линии скважин 5687 - 5287: 1 -нефть; 2-глинистые отложения; 3-переходная зона; 4-вода; 5-кристаллический фундамент

Рис.2.3 Основные типы разрезов пласта ЮК10 по скважинам Талинского месторождения: ВП - верхняя пачка; НП - нижняя пачка; 1- глины; 2 - нефтенасыщенная толщина

Коллектор представлен порами и кавернами. Таким образом, свойства гравелитов и гравелитовых песчаников определяются различными вариантами и характером упаковки обломочных зерен и зависят от относительной доли песчаной и гравелитовой фракций в породе. Главное же заключается в том, что сходный гранулометрический состав не всегда свидетельствует о сходстве коллекторских свойств; решающую роль при этом играет характер упаковки обломочного материала, обусловливающий существенные различия фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

3. Песчаники крупно-грубозернистые (диаметром 1-0,5 мм), алевролитовые, общее содержание каолинитового цемента составляет 6,9%. Данные исследования кернов свидетельствуют о хороших коллекторских свойствах, поскольку поровое пространство представлено порами и микрокавернами; пористость изменяется от 10,5% до 18,2%, проницаемость от 0,3 до 4,4 кв.мкм. водонасыщенность относительно низкая - 10,5-13,2%.

4. Песчаники крупно-среднезернистые и разнозернистые (диаметром 0,5-0,25 мм), алевролитовые, содержание цемента каолинитового и гидрослюдистого состава до 9%. Эти песчаники имеют пористость от 12,6 до 21,6%, проницаемость изменяется в диапазоне 0,05-2,5 кв.мкм, водонасыщенность в пределах 10- 18,5%; емкостное пространство представлено порами и микро-кавернами.

5. Песчаники средне-мелкозернистые (диаметром 0,25-0,1 мм), алевролитовые с включением крупной песчаной фракции, общее содержание цемента гидрослюдистого состава 10,2%, емкостное пространство представлено порами. Согласно результатам исследований пористость изменяется от 10,2 до 18,6%, проницаемость - 0,001-0,15 кв.мкм, водонасыщенность находится в пределах 13,5-58,3%.

Алевролиты из-за очень низких фильтрационно-емкостных свойств (пористость 8-9%, проницаемость не более 0,001 кв.мкм, водонасыщенность до 68%) не считаются коллекторами.



Таблица 2.1 Геологофизические параметры основных объектов разработки Талинского месторождения

№п/п	Параметр	ЮК10	ЮК11
1	Средняя глубина залегании, м	2700	2740
2	Тип коллектора	Терригенный	Терригенный
3	Площадь нефтеносности в границах утвержденных запасов, млн.кв.м	803	243
4	Средняя эффективная нсфте насыщенная толщина, м	11,8	13,3
5	Средняя пористость, %	16	16
6	Коэффициент нефтенасыщенности, ед.	0,83	0,72
7	Средняя проницаемость по керну, кв.мкм	0,184	0,041
8	Пластовая температура. 0С	90-120	90-120
9	Начальное пластовое давление, МПа	25,5	25,5
10	Давление насыщения, МПа	13-22	13-22
11	Плотность нефти в пластовых условиях, к г/куб, м	670-700	670-700
12	Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	0,4-0,5	0,4-0,5
13	Газонасышенность, куб.м/т	130-300	130-300
14	Содержание, % серы парафина смол и асфальтенов	0,2 3,4 4	0,2 3,4 4

2.3 Свойства пластовых флюидов

На месторождении глубинные пробы отобраны из пластов ЮК10 (146 скважин) и ЮК11 (18 скважин). Глубинные пробы отбирались с помощью пробоотборников ВПП-300. Методическое обеспечение исследований соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ -39 -112-80 "Нефть. Типовое исследование пластовой нефти.

Компонентный состав пластовых разгазированных нефтей и нефтяных газов определялся методами газо-жидкостной хромотографии, на приборах типа ЛХМ-8МД "Хром-5" и "Вариан-3700". Поверхностные пробы отбирались с устья добывающих скважин.



Таблица 2.2 Свойство пластовой нефти Талинского месторождения

	ЮК10	ЮК11
Пластовое давление МПа	19-25	22,6-25,7
Пластовая температура 0С	98-105	98-107
Давление насыщения МПа	11,8-22,6	11,2-19,7
Газосодержание м3/т	181-375	141,5-254,9
Газовый фактор при условиях сепарации м3/т	140-340	147-218
Объёмные коэффициент	1,46-1,98	1,39-1,73
Плотность нефти	602-677	620-675
Объёмный коэффициент при усл. сепарации	1,37-1,77	1,4-1,57
Вязкость нефти мПа*с	0,25-0,55	0,3-0,5
Коэффициент объёмной упругости 1/МПа*10-3	17,3-34,0	17,2-23,6
Плотность нефти при усл. сепарации кг/м3	802-812	806-815

Необычны термобарические условия продуктивных пластов: при глубине залегания 2700 м начальная пластовая температура доходит до 105 0С, начальное пластовое давление ниже гидростатического (23 МПа) примерно на 10%. Пластовая нефть маловязкая - 0,4 мПа*с, газонасыщенность нефти достигает 340 м3/т, давление насыщения составляет 21,5 МПа, содержание парафина до 4%, плотность нефти в пластовых условиях составляет 700 кг/м3. Так, газосодержание от 140 м3/т. до 340 м3/сут. Давление насыщения нефти газом по ряду скважин (около 30% от общего объёма исследований) равно и выше пластового давления, что однозначно свидетельствует о наличии двухфазного потока, как в зоне отбора, так и на забое скважины. Плотность разгазированной нефти невелика (780-825кг/м3), что связано не только с индивидуальными свойствами нефти, но и с выносом на поверхность конденсата, образующегося в пласте при фильтрации газонефтяной смеси.

Нефтяные газы стандартной сепарации высокожирные, коэффициент жирности газов обоих пластов около 100 .



Таблица 2.3 Состав пластовой воды

Общая минерализация мг/л	13415,25-20503,00
Плотность г/см3	100,5- 1.011
Хлор	39,1-47,9
Сульфат	Отсутствует
Гидрокарбонат	2,15-4.00
Кальций	0,6-1,7
Магний	0,2 - 0,3
Натрий + калий	48,3 -49,4

Вывод

Таким образом проведенный анализ свидетельствует о аномальных свойствах пластовых флюидов в условиях их залегания и о чрезвычайно сложном геологическом строение разрабатываемых объектов Талинского месторождения.

пластовый скважина низкопроницаемый коллектор



3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Проектные решения разработки

С 1981 года на небольших участках Талинского месторождения начата пробная эксплуатация. В первую очередь в эксплуатационных скважинах в эксплуатацию вводились все проницаемые горизонты, выделенные в разрезе тюменской свиты. С 1983 года на Талинской площади в разработку введен только Шеркалинский горизонт.

Промышленная эксплуатация Талинской площади осуществляется с 1981 года. Эксплуатационное бурение начато в 1982 году на опытном участке, расположенном на северо-западе залежи, основного эксплуатационного объекта ЮК10 на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП, которая предусматривает (таблица 3.1):

- выделение основного эксплуатационного объекта (пласты ЮК2 - ЮК11)

- система разработки площадная девяти точечная, сетка 400х400 метров.

По результатам бурения было установлено, что на значительной площади имеются достаточно выдержанные пласты ЮК10 - ЮК11 , обладающие большой продуктивностью и плотностью запасов, чем пласты ЮК2-9. В связи с этим СибНИИНП была составлена новая технологическая схема на запасы Шеркалинской пачки - пласты ЮК10, ЮК11 (таблица 3.2 - 3.3):

? выделение двух эксплуатационных объектов ЮК10, ЮК11 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;

? применение блоковой трехрядной системы размещения скважин по сетке 400х400 метров при расстоянии между первыми добывающими и нагнетательными рядами 500 метров (плотность 18 га/скв)

? рекомендуемое забойное давление не ниже 30% по сравнению с давлением насыщения то есть 16 МПа;

? способ эксплуатации фонтанный с переходом на компрессорный газлифт в 1988 году;

? немедленное введение ППД;

? фонд скважин всего 7468, в том числе добывающих 5136, нагнетательных 2332;

? проектный уровень добычи нефти 4,9 млн.тон (2000 г) добычи

жидкости 96,3млн. тон (2000г), закачки воды

115,9 млн.3 (2000г);

? извлекаемые запасы нефти, принятые в технологических расчетах 464,9 млн.тонн, коэффициент нефтеизвлечения 0,25.

Динамика проектных уровней добычи нефти и изменение сведений по запасам в процессе развития нефтедобычи Талинской площади демонстрируются в таблицах 3.4 - 3.5

А так же, в таблице 3.6 можно увидеть состояние разработки месторождений ОАО «ТНК-Нягань» по состоянию на 01.01.2003 года.

Таблица 3.1 Основные технологические показатели утвержденных ЦКР проектных документов. Талинская площадь

Наименование	[1]	[2]	[3]	[4]
Эксплуатационный объект	Тюменская	ЮК10, ЮК11	ЮК10, ЮК11	ЮК10, ЮК11
	свита (ЮК2-11)
Система разработки	площадная, девятиточечная	трехрядная, блоковая	Трехрядная, блоковая с Переходом на блочно-замкнутую	переход с трехрядной системы на блочно- Замкнутую и очагово -избирательную
Плотность сетки доб.+нагн.скв., га/скв	16, с резервными 12	18	I стадия - 36	18, с 46 блока - 24
			II стадия - 9
Проектный уровень добычи нефти, млн.т/год	3,5	17,4	2,085	7,18
Темп отбора при проектном уровне от НИЗ,%	3,3	3,78	6,9	3,3
Год выхода на проектный уровень	1994	1992	1995	1992
Проектный уровень добычи жидкости, млн.т/год	6,6	66,9	6,616	116,56
Проектный уровень закачки воды
(раб.реагентов), млн.м3/год	10,2	91,9	8,9	140,1
Фонд скважин за весь срок разработки, всего, шт.	1204	8488	793	7468
в том числе: добывающих	695	5615	674	5136
Нагнетательных	232	1766	119	2332
Фонд резервных скважин, шт.	277	1107	-	-
Накопленная добыча нефти, млн.т
С начала разработки	105,9	464,9	20,4	261,5
Накопленная добыча жидкости, млн.т
С начала разработки		2298,4	145,2	5759,7
Закачка рабочих агентов, млн.м3
С начала разработки	410,8	3048,7	185,3	7027,2
Конечный коэффициент извлечения нефти (АВС1), д.ед.	0,35	0,472	0,291	0,25

[1] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1980 г.)

[2] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1984 г.)

[3] - Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок) Талинской площади (1987 г.)

[4] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1992 г.)

Таблица 3.2 Сопоставление основных проектных и фактических показателей разработки по Талинской площади

ПОКАЗАТЕЛИ	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003
Добыча нефти, всего,тыс.т	проект	115143,0	9402,7	7176,6	5786,6	5469,6	5191,3	4785,1	4713,8	4725,7	4751,9	4882,8	5104,6	5223,9	5196,3
	Факт	12336,8	9305,0	7060,7	5577,5	5231,3	3698,4	2379,2	2075,7	1737,5	1592,6	1550,0	1442,0	1575,3	1754,7
Накопленная добыча нефти, тыс.т	проект	66180,0	61821,1	68997,7	74784,3	80253,9	85445,2	90230,3	94944,1	99669,7	104421,6	109304,4	114408,9	119632,8	124829,0
	Факт	52302,0	61607,0	68667,8	74245,3	79476,6	83175,0	85554,2	87629,9	89367,4	90960,0	92510,0	93952,0	95527,4	97282,0
Средняя обводненность продукции, %	проект	47,0	84,9	89,6	91,7	92,3	93,0	93,9	94,4	94,6	94,8	94,9	95,1	95,3	95,4
	Факт	72,7	82,2	86,0	87,8	87,5	90,6	93,3	92,2	88,0	87,5	90,7	91,7	91,2	91,6
Добыча жидкости, всего, тыс.т	проект	28568,0	62076,8	68704,0	69993,6	70689,0	73984,8	79013,6	83462,1	87925,3	91806,3	96359,5	103344,8	110180,7	113820,9
	Факт	45207,1	52314,9	50525,6	45859,0	41798,6	39330,0	35604,0	26765,7	14526,0	12747,3	16736,1	17458,9	17812,7	20987,8
Закачка воды, тыс.м3	проект	46386,0	78899,6	86349,1	86406,4	87015,9	90514,9	95872,9	100914,2	106059,1	10549,8	115922,9	124118,2	132174,1	136331,6
	Факт	82805,3	83241,7	71496,4	58466,7	50636,5	42034,0	43418,0	29758,2	14635,6	11005,1	12952,4	11652,2	12833,5	13074,5
Эксплуатац. бурение, всего, тыс.м	проект	1496,4	1941,1	1454,3	1000,0	799,4	799,4	802,4	799,4	799,4	799,4	799,4	799,4	498,5	300,9
	Факт	1882,3	1698,7	1175,4	821,1	353,4	135,4	52,9	47,0	15,7	22,5	5,9	32,3	0	0
Ввод новых доб. скважин, всего	проект	446	565	405	279	232	244	240	236	235	249	253	271	169	102
	Факт	649	551	335	329	174	89	21	14	13	11	5	5	5	8
Дебит нефти новых скважин, т/сут	проект	20,7	33,5	25,1	27,2	20,7	12,6	10,1	7,2	6,2	5,4	4,7	5,0	5,0	5,0
	Факт	40,8	29,2	19,1	24,7	24,2	29,3	22,0	50,4	36,7	27,2	12,8	9,0	16,9	11,6
Средний дебит нефти, т/сут одной доб. скв	проект	27,9	11,0	7,5	5,8	5,4	5,0	4,3	4,0	3,7	3,6	3,5	3,5	3,4	3,3
	Факт	19,0	12,1	8,6	7,5	8,5	7,4	5,5	5,6	6,9	6,6	5,4	5,0	5,7	6,1
Средний дебит жидкости, т/сут одной доб. скв	проект	52,7	72,7	72,2	70,0	69,5	70,6	71,7	71,7	69,2	69,3	69,5	70,9	72,5	73,2
	Факт	69,7	67,8	61,9	61,8	67,6	78,7	82,6	71,9	57,3	53	58,4	60,8	63,9	72,7
Фонд доб.скв. на конец года, шт.	проект	1905	2805	3033	3124	3172	3283	3468	3657	3840	4015	4203	4428	4565	4633
	Факт	2433	2835	3003	3273	2387	2268	1763	1605	1222	1392	1990	2126	2146	2375
Перевод скважин на мех. добычу шт.	проект		666	217	360	202	241	193	220	207	227	235	271	169	102
	Факт	550	387	210	175	190	184	104	68	121	97	50	22	14	24
Ввод нагнетательных скважин, шт.	проект	100	262	261	224	172	116	64	70	72	58	40	18	0	0
	Факт	242	172	130	66	60	37	11	13	2	0	0	5	4	26
Фонд нагнет. скв. на конец года	проект	487	1228	1489	1713	1885	2001	2065	2135	2207	2265	2305	2323	2323	2323
	Факт	925	1091	1218	1290	1039	1016	966	716	376	135	450	471	475	781

Таблица 3.3 Характеристика проектных документов

№	Наименование проектного документа	Объект разработки	Утвержд. ЦКР	Извлекаемые запасы (категория АВС1), млн.т	Коэффициент нефтеизвлечения (категория АВС1), доли ед.	Проектные уровни
			№протокола	Дата			Добыча нефти, млн.т/год	Добыча жидкостимлн.т/год	Закачка воды, млн.м3/год	Фонд скважин
										добыв.	нагнет.
1	Технологическая схема разработки	ЮК2-ЮК9	884	01.10.80 г.	105,874	0,35	3,5	6,6	10,2	695	232
2	Технологическая схема разработки	ЮК10, ЮК11	1095	25.07.84 г.	320,5	0,472	17,4	66,9	91,9	5615	1766
3	Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок)	ЮК10, ЮК11	1276	23.12.87 г.	20,4	0,291	2,085	6,6	8,9	674	119
4	Технологическая схема разработки	ЮК10, ЮК11	1462	28.02.92 г.	245	0,25	7,18	116,8	140,1	5136	2332



Таблица 3.4 Динамика проектных уровней добычи нефти. Талинская площадь

Проектный документ
	1982	1983	1984	1985	1986	1987	1988	1989	1990	1991	1992	1993	1994	1995
[1]	64,8	355,0	660,0	1000,0	1380,0	1700,0	1990,0	2280,0	2560,0	2810,0	3100,0	3310,0	3500,0	3500,0
[2]	-	-	2675,8	4200,6	7114,0	9947,0	12236,0	14160,0	15143,0	16325,0	17400,0	17400,0	17400,0	17400,0
[3]	-	-	-	-	-	-	-	88,0	874,2	1631,5	1977,5	1999,8	2005,9	2085,1
[4]	-	-	-	-	-	-	-	-	12523,8	9402,7	7176,6	5786,6	5469,6	5191,3
Проектный документ
	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009
[1]	3500,0	3500,0	3500,0	3500,0	3500,0	-	-	-	-	-	-	-	-	-
[2]	17400,0	17400,0	17400,0	17158,0	16815,0	-	-	-	-	-	-	-	-	-
[3]	1958,6	1811,4	1646,6	1444,4	1239,2	1044,1	870,1	734,4	632,8	553,8	491,7	438,7	396,9	-
[4]	4785,1	4713,8	4725,7	4751,9	4882,8	5104,6	5223,9	5196,3	5056,9	4871	4652,8	4422,8	4202,1	4008,3

[1] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1980 г.)

[2] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1984 г.)

[3] - Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок) Талинской площади (1987 г.)

[4] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1992 г.)



Таблица 3.5 Изменение сведений по запасам в процессе развития нефтедобычи Талинской площади Красноленинского месторождения

Проектный документ	Объект	Балансовые запасы, тыс.т.	КИН	Извлекаемые запасы, тыс.т
		Утвержд. в ГКЗ	На балансе ВГФ	Утвержд. в ГКЗ	На балансе ВГФ	Утвержд. в ГКЗ	На балансе ВГФ
Технологическая схема 1980 г.	ЮК2-11		302498		0,35		105874
Технологическая схема 1984 г.	ЮК10	274695	292117	0,45	0,46	123684	135003
	ЮК11	45555	66666	0,45	0,45	20500	30000
	Итого:	320250	342046	0,45	0,48	144184	165003
Дополнение к технологической схеме, 1987г*	ЮК10	693550	867293	0,45	0,45	312098	390282
	ЮК11	208347	219313	0,45	0,45	93757	98691
	Итого:	901897	1086606	0,45	0,45	405855	488973
Технологическая схема 1992 г.	ЮК10	764900	945605	0,25	0,45	198800	424998
	ЮК11	215000	229349	0,26	0,45	55500	103057
	Итого:	979900	1174954	0,259	0,45	254000	528055

* В технико-экономические расчёты были включены запасы южного участка в категории С1+С2, числящиеся на балансе ВГФ в количестве 93.8 млн.т.



Таблица 3.6 Техника и технология добычи нефти и газа на Талинской площади на территории ЦДНГ №2

Месторождения (площади)	Год ввода в экспл.	План 2002 г.	Факт 2002 г.	+,-	Балан- совые запасы, тыс.т	Началь-ные извлекаем. запасы, тыс.т	Остато-чные запасы тыс.т	Теку- щий КИН	Проект. КИН, утвержд. в ГКЗ	Накопленная добыча нефти тыс.т.	% отбора от НИЗ	Кратно-сть запасов	Добыча нефти за 2002 г	Закачка воды за 2002 г	Экспл. Фонд	Дающ. Фонд	Нераб. Фонд	% нераб. Фонда	МРП ШГН	МРП ЭЦН	Дебит по жид-ти. т/сут	Дебит по нефти. т/сут	Обв. %
Талинская	1981	1533.2	1575.3	42.1	1556100	450425	354897	0.0611	0.260	95527.4	20.9	225	1575.3	12833.5	2146	758	1388	64.7	291.0	298.0	63.9	5.7	91.2
Ем-Еговская	1980	1351.0	1486.6	135.6	706900	266603	251338	0.0197	0.346	14838.1	5.4	169	1486.6	4312.0	675	461	214	31.7	215.0	239.0	18.6	8.2	56.3
Каменная	1992	81.0	68.1	-12.9	811000	233432	232014	0.0017	0.284	1137.1	0.46	3407	68.1	0	145	81	64	44.1	322.0	0.0	3.5	1.9	46.9
ОАО "ТНК-Нягань"		2965.2	3130.0	164.8	3074000	950460	838249	0.036	0.287	111502.5	11.7	268	3130.0	17145.5	2966	1300	1666	56.2

Подобные документы

• Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"

  Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010
  

• Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Характеристика пластовых флюидов. Состояние разработки месторождения. Методы вскрытия продуктивного пласта. Техника и технология гидропескоструйной перфорации. Анализ технологической эффективности проведения ГПП на скважинах Смольниковского месторождения.
  
  дипломная работа [3,8 M], добавлен 11.03.2017
  

• Добыча нефти из скважин

  Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2013
  

• Разработка и эксплуатация Ново-Елховского нефтяного месторождения

  Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.
  
  отчет по практике [293,0 K], добавлен 30.09.2014
  

• Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

  Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
  
  курсовая работа [323,6 K], добавлен 13.04.2015
  

• Анализ наработки на отказ скважин УЭЦН

  Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.
  
  курсовая работа [663,7 K], добавлен 08.12.2015
  

• Анализ разработки Талинской площади

  Литолого-стратиграфическая характеристика Талинского нефтегазоконденсатного разреза в Тюменской обл.: гидрогеологические, геотермические и геокриологические условия. Запасы нефти и растворенного газа, их свойства. Определение количества воды для ППД.
  
  курсовая работа [3,2 M], добавлен 28.10.2011
  

• Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования.
  
  отчет по практике [4,5 M], добавлен 23.10.2011
  

• Разработка Южно-Сургутского месторождения

  Характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов Южно-Сургутского месторождения. Конструкция, способы освоения и эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин. Технология и оборудование гидроразрыва пласта, структура трещин.
  
  отчет по практике [137,2 K], добавлен 06.11.2012
  

• Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

  Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения. Состав и свойства пластовых флюидов. Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Запасы нефти и газа.
  
  курсовая работа [5,2 M], добавлен 18.06.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам