Геологическая характеристика Талинского 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;

большой сложностью в обмене геологической и технической информацией между проектирующими и нефтедобывающим предприятиями; естественным старением и слабым обновлением парка нефтепромыслового оборудования; не корректной интерпретацией первичного геофизического материала.

Все это имеет место вследствие резкого сокращения финансирования НГДУ «Талинскнефть» в последние годы. Из вышеизложенного сделаны выводы:

1. Заводнение Талинского месторождения является и в ближайшие годы будет оставаться основным методом разработки. Поэтому изыскание способов повышения его эффективности является задачей первостепенной важности.

2. Решение проблемы эффективной разработки месторождения должно происходить по двум основным направлениям: изоляция высокообводненных пропластков и создание очагово-избирательной системы с учетом геологического строения залежей нефти.

3. Обновление базы данных по скважинам с учетом переинтерпритации первичных геофизических материалов.

Отбор нефти и жидкости

Добыча нефти: в 2000г. при бизнес - плане 1177,7 тыс.тонн добыто - 1218,1, в 1999 году при бизнес - плане 1213,5 тыс.тонн добыто 1209,5 тыс. тонн. По сравнению с 1998 годом - на 7,9 % меньше, когда было добыто 1311,9 тыс. тонн, в 1997 году - 1612,8 тыс. тонн, в 1996 году - 1940,6 тыс. тонн, в 1995 году - 3086,3 тыс. тонн.

Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов составил 0,75% против 0,83% в 1999 году. Добыча нефти с начала разработки составила 51487,2 тыс. тонн, при этом текущий коэффициент нефтеотдачи достиг 11,2%. Добыча жидкости в 1999 году составила 13938,1 тыс. тонн, по сравнению с 1999 годом больше на 26 %. По сравнению с 1994 годом добыча жидкости снизилась в 3 раза- 31089,2 тыс. тонн, в 1995 году добыча жидкости - 33130,3 тыс. тонн, в 1996 году - 31840,2 тыс. тонн, в 1997 году - 23527 тыс. тонн, в 1998 году - 11891,7 тыс. тонн.

Средний дебит жидкости в 2000 г. составил 64,3 т/сут, против 46,8 т/сут в 1999 году, 52,1 т/сут в 1998 году., в 1997 году - 71,3 т/сут, в 1996 году - 93,2 т/сут, в 1995 - 79,1 т/сут.

Средний дебит нефти составил 5,2 т/сут, против 5,5 т/сут в 1999 г., в 1998 году - 5,8 т/сут., в 1997 году - 4,9 т/сут, в 1996 году - 4,7 т/сут, в 1995 году - 6,6 т/сут.

Обводненность продукции в среднем за 2000 г. составила 92%, за 1999 год составила 88,2%, 87,5% в 1998 году.

Данные по добыче нефти, в т.ч. механизированным фондом, за 1999г. - 2000г. приведены в сводной таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Данные по добыче нефти механизированным фондом скважин

Таким образом, добыча нефти по сравнению с 2010 г. увеличилась на 0,7%, а добыча нефти мех.фондом на 11,6%, в т.ч. УЭЦН на 13,8%.

Система ППД

Талинское месторождение имеет блоковую систему разработки с 3-х рядным расположением добывающих скважин в блоке при расстоянии между ними 400м, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего -600 м.

Закачка воды в целях поддержания пластового давления на Талинской площади начата в 1983 году. По состоянию на 1.01.01. в продуктивные пласты закачано 399 163 571 тыс.м3 воды.

В течение 1994 - 1997 г.г. закачка осуществлялась 10 КНС (КНС-16,17,5, 20,23,24,27,28,30,31), оснащенными 62 насосными агрегатами ЦНС 180-1900. Анализ показателей насосного оборудования КНС позволил установить, что их общая производительность значительно отличалась от предусмотренной в проектах обустройства в меньшую сторону. Фактическая средняя единичная производительность насосных агрегатов большинства эксплуатируемых КНС (151-189 м3/ч) превышает номинальную (150м3/ч).

Учет закачиваемой воды осуществляется расходомерами типа СВЭМ-200, установленными на выкидных линиях насосных агрегатов и расходомерами, смонтированными в блок-гребенках кустов нагнетательных скважин (СВУ-200).

В 1997 году в связи с экономией электроэнергии были остановлены и законсервированы КНС - 16, 17, 5, 20, 23, 24. На КНС - 27, 28, 30, 31 - оставили в работе 6 агрегатов.

Фонд нагнетательных скважин на 1.04.2000 год составил 892, из них действующих - 113, в бездействии - 124, в освоении- 16, в консервации - 632, пьезометр - 1, в ликвидации - 6.

Средняя закачка в месяц - 31258 м3, средняя приемистость скважин - 293 м3/сут. Текущая компенсация отборов жидкости в пластовых условиях закачкой воды в целом по месторождению составила 79,3% (в 1998 году- 88,6%), с начала разработки 113,3%.

4. Специальная часть

НГДУ «Талинскнефть» за 1999 год добыча нефти скважинами, оборудованными УЭЦН, составила 59 % от общей добычи или 713313 тыс. тонн.

На 01.01.2009 года фонд скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 493 ед.

Из 493 скважин, оборудованных УЭЦН:

Дающих продукцию - 381 скв., (77,3 %);

В режиме постоянной откачки - 371 скв., (75,3 %);

Работающих периодически - 10 скв., (2 %);

Фонтанирующих через УЭЦН - нет;

Простаивающих - 102 скв., (20,7 %);

Сравнительный анализ выше перечисленных показателей за последние 7 лет представлен в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Динамика состояния фонда скважин оборудованных УЭЦН

Примечание: * - количество скважин (процент от общего числа скважин)

Анализируя динамику состояния мех.фонда скважин, оборудованных УЭЦН, за прошедшие годы (1993-99 гг.), нельзя не отметить, что процентное отношение скважин, работающих в режиме, возросло от 10.5%, до 75,2%; периодических - снизилось с 6.8% до 2%; простаивающих - снизилось с 48.7% до 20.7%.

Динамика межремонтного периода УЭЦН.

Динамика наработки на отказ характеризуется ежегодным увеличением межремонтного периода скважинного оборудования. В сравнении 2005 - 2006 гг. МРП в 2005 г. увеличился на 204.2% (151.1 сут); и на 26.5% (47.2смут) - в сравнении 2004 годам. Данные представлены в таблице № 4.2.2, графике № 1

Таблица 4.2 - Среднегодовая наработка УЭЦН на отказ по годам

График 1 - Динамика МРП УЭЦН за период с 2005 г. по 2012 г.

Увеличение МРП УЭЦН обусловлено улучшением технологической дисциплины и качества выполняемых операций подразделениями НГДУ в ЦБПО ЭПУ.

Со стороны НГДУ в этом направлении постоянно ведутся следующие работы:

Отбивка забоев, ЛСГ или геофизической партией, на всех скважинах без исключения перед монтажом УЭЦН.

При недостаточном забое обязательная промывка скважины до чистой воды и после этого монтаж УЭЦН по согласованию с ЦБПО ЭПУ. Контроль за оснащенностью бригад ПРС и КРС, расстановкой оборудования и скоростью СПО при проведении подземных ремонтов. Расчет подбора типоразмера УЭЦН на переводных, оптимизируемых скважинах после проведения прямых гидродинамических исследований. Запуск, вывод на режим и контроль в процессе эксплуатации УЭЦН согласно «Технологического регламента».

6. Штуцирование затрубного пространства и НКТ.

Динамика причин отказов УЭЦН.

Основные причины преждевременных отказов (0 - 30 суток) за 2005г. связаны с некачественной подготовкой подземного оборудования и эксплуатацией скважин. По ЦБПО ЭПУ процентное отношение основных причин преждевременных отказов характеризуется следующим образ

2004 год 2005 год

В сравнении с 2004г. (7,86% - 7 отказов) за 2005 год, наблюдается уменьшение преждевременных отказов по кабельной линии на - 3.51%.

В сравнении с 2004 г. (23,59%) за 2005г. наблюдается уменьшение отказов по гидрозащите на 14,87%.

в сравнении с 2004г. (23,59%) за 2005г.данный показатель уменьшился на 14.89%.

В сравнении с 2004г. (46,07%) за 2005г. наблюдается уменьшение отказов по гидрозащите и ПЭД на 29,76%. По НГДУ «ТН» процентное отношение основных причин преждевременных отказов на 01.01.2009г характеризуется следующим образом:

В сравнении с 2004г. (16,86%), за 2005г наблюдается увеличение преждевременных отказов по мех. повреждения кабеля на - 12.49%;

В сравнении с 2004г. (3,37%), за 2005г. наблюдается некоторое увеличение преждевременных отказов по причине засорения насоса мех. примесями на 2.06%;

в сравнении с 2004г. (2,24%) за 2005г. наблюдается увеличение преждевременных отказов по причине засорения насоса солеотложения на - 2.11%;

в сравнении с 2004 г, (6,74%), за 2005г. наблюдается уменьшение преждевременных отказов по причине негерметичности НКТ на - 0.27%;

Увеличение преждевременных отказов по мех. повреждению кабеля в 2008г не говорит о том, что ухудшилась технологическая дисциплина при проведении подземных ремонтов.

Это показывает, что увеличилось количество выполняемых ремонтов. Статистика приведенная в таблице 4.3 свидетельствует об этом.

Таблица 4.3 - Статистика проведения ремонтов скважин оборудованных установками ЭЦН

Таблица 4.4 - Основные причины отказов УЭЦН (процент от общего количества отказов)

Примечание: *- количество отказов (процент от общего количества отказов)

В вышеизложенном анализе основных причин преждевременных отказов УЭЦН есть положительные сдвиги, как в работе ЦБПО ЭПУ, так и в работе НГДУ «ТН». Основные причины отказов УЭЦН за 1999 год.

Таблица 4.5 - Основные причины отказов установок ЭЦН за 2009 год

Примечание: *- количество отказов (процент от общего количества отказов)

4.4 Типовая конструкция скважины

На Талинском месторождении все скважины наклонно-направленные, кустового бурения. Этот метод принят как экономически выгодный в данном регионе. Минимально количество 2 скважины, максимальное 32 скважины

Эксплуатационная колонна спускается до забоя и цементируется. Затем нефтяной пласт вскрывают. Для этого при помощи перфоратора простреливают отверстия в колонне и окружающем ее цементном кольце. При таком способе вскрытия, пласт сообщается со скважиной только через отверстия прострелянные в колонне и цементном кольце.

Процесс бурения скважины

Бурение скважины под кондуктор велось турбинным способом, долотами диаметром 295,3 мм, на буровом растворе со следующими параметрами:

удельный вес 1,17,

вязкость 24 сек.,

водоотдача 5 см/30 мин.,

Кондуктор диаметром 245 мм спустили на глубину 650 м., зацементировали до устья и опрессовали давлением 70 атм.

Бурение, под эксплуатационную колону, велось долотами диаметром 215,9 мм турбинным способом на буровом растворе:

удельный вес 1,18,

вязкость 26 сек.,

водоотдача 6 см/30 мин.

При достижения забоя 2934 м, был выполнен комплекс ГИС.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм была спущена на глубину 2934 м и зацементирована до глубины 50 м. Опрессовали водой давлением 176 атм. По окончанию бурения устье скважины оборудовали колонной головкой и ФА.

Геофизические исследования проведенные в открытом стволе:

1. Ст.каротаж 1:200 2464 - 2924 м.

2. БКЗ 1:200 2464 - 2924 м.

3. Кавернометрия

БК 1:200 2464 - 2924

ИК 1:200 2464 - 2924

МБК 1:200

Резистивиметрия 1:200 2464 - 2924

Инклинометрия 8 замеров

Геофизические исследования проведенные в колоне:

АКЦ кондуктора 1:500 650 - 0

РК (ГК, НГК) 1:500 40 - 2456

-/- 1:200 2456 - 2900

3. АКЦ 1:500 40 - 2456

-/- 1:200 2456 - 2900

Процесс освоения

Эксплуатационную колону D=146 мм прошаблонировали, шаблоном D 118 мм, длинной 16 м, до глубины 1700 м. НКТ с «пером» спущено на глубину 1800 м. Скважину промыли технической водой в течение 2-х циклов. В зону перфорации закачали .Эксплуатационную колону опрессовали водой-давлением 176 атм.,а приустьевую часть воздухом-давлением 110 атм. НКТ подняли.

Эксплуатационная колона проперфорирована, в интервале 2841 - 2853, перфораторами ПКС - 80 плотностью 14 на погонный метр. Всего отстреляно 168 зарядов.

НКТ с воронкой спустили на глубину 2924 м. Скважину промыли технической водой в течении двух циклов, НКТ приподняли до глубины 2830 м. На устье установили верхнюю часть ФА и опрессовали водой-давлением 176атм.

Скважину освоили путем замены воды на нефть, с последующим снижением уровня нефти до глубины 1000 м.

4.5 Осложнения при эксплуатации скважин