Методы контроля за разработкой Талинского месторождения

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 2700м), 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.

 

3.3. Фонд скважин.

По состоянию на 1.04.2010 год фонд добывающих скважин (таблица №8) составил – 2141 , экплуатационный  фонд – 946 , из них

• фонтанные – 182 скважины,
• ЭЦН      -        475 скважин,
• ШГН     -        279 скважин,
• ЭДН      -         10 скважин. 

 Дающие продукцию  – 566 скважин, из них:

фонтанным способом – 16 скважин,

механизированным способом: ЭЦН – 378 скважин,

                                                     ШГН – 167 скважин,

                                                     ЭДН – 5 скважин.

Остановленные в отчетном месяце (таблица №9) по Талинской  площади – 46 скважин. Основная причина  остановки скважин – неисправность  подземного оборудования – 36 скважин, высокая обводненность – 8 скважин и по снижению пластового давления – 2 скважины.

Фонд, находящийся в бездействии, составил 331 скважина

по способам:  фонтанные  – 160 скважин,

                         ЭЦН        -     55 скважин,

                         ШГН       -      91 скважина,

                         ЭДН        -       5 скважин. 

по причинам:

низкая продуктивность –              15 скважин,

снижение пластового давления – 28 скважин,

высокая обводненность  –              33 скважины,

нарушение экспл.колонны -          11 скважин,

аварийные -                                      99 скважин,

наличие ГПП -                                 52 скважины,

отсутствие забоя -                           18 скважин,

неисправность подз.оборуд. -        60 скважин,

остановлена на исследование -      1 скважина,

остановлены на зимний  период -  2 скважины,

отсутствие подз.оборудования -    12 скважин.

В освоении находится  – 3 скважины.

В консервации находится  – 1144 скважины по причинам:

низкая продуктивность -                 84 скважин,

снижение пластового давления -    128 скважин,

нарушение герм.экспл.колонны -   4 скважины,

высокая обводненность  -                412 скважин,

аварийные -                                        224 скважины,

наличие ГПП -                                   196 скважин,

отсутствие забоя -                              4 скважины,

ожидание обустройства -                  7 скважин,

неисправность подз.оборуд. -          18 скважин,

отсутствие подз. оборуд.      -           12 скважин.

В пьезометре находится 25 скважин. Ликвидировано – 26 скважин.

Нагнетательный фонд по состоянию на 1.04.2010 год составил 892 скважины. Эксплуатационный  фонд – 253 скважины , из них

под закачкой   -    110 скважин,

остановленных – 3 скважины,

в бездействии – 124 скважины,

в освоении -  16 скважин.

В консервации находится 632 нагнетательной скважины. В пьезометре – 1 скважина. Ликвидировано – 6 скважин.                                             

Основная причина такого числа скважин, находящегося в простое, бездействии и консервации – это недостаточное количество бригад ПРС и КРС. На сегодняшний день в НГДУ – 10 бригад по ПРС и 6 бригад по КРС, которые выполняют ремонты, чтобы поддержать действующий фонд. Для ввода скважин из бездействия и консервации необходимо дополнительное число бригад .

Для обеспечения добычи нефти в 1999 году в эксплуатацию введено 13 скважин добывающих и 1 нагнетательная скважина. На механизированную добычу переведено 104 скважин, из них оборудовано ЭЦН – 77, ШГН – 25..

 

 

 

 

3.4. Отбор нефти и жидкости.

       Добыча нефти в 2005 году при бизнес – плане 1213,5 тыс.тонн, добыто 1209,5 тыс.тонн, что на 4 тыс.тонн меньше бизнес – плана. По сравнению (таблица № 10) с 2006 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 2007 году – 3086,3 тыс.тонн.

Темп отбора нефти  от начальных извлекаемых запасов  составил 0,75%, против 0,83% в 1998 году.

Добыча нефти с начала разработки составила 50269,1 тыс.тонн, при  этом текущий коэффициент нефтеотдачи  достиг 11,2%.

Добыча жидкости в 2006 году составила 10252 тыс.тонн, по сравнению с 2005 годом меньше на 13,8 %. По сравнению с 2004 годом добыча жидкости снизилась в 3 раза- 31089,2 тыс.тонн, в 2005 году добыча жидкости – 33130,3 тыс.тонн, в 2006 году – 31840,2 тыс.тонн, в 1997 году – 23527 тыс.тонн, в 2006 году – 11891,7 тыс.тонн.

Средний дебит жидкости в 2009 году составил 46,8 т/сут, против 52,1 т/сут в 2008году., в 1997 году – 71,3 т/сут,  в 2006 году – 93,2 т/сут, в 2005 – 79,1 т/сут.

Средний дебит нефти  составил  5,5 т/сут, против в 2008 году – 5,8 т/сут.,в 2007 году – 4,9 т/сут, в 2006 году – 4,7 т/сут, в 2005 году – 6,6 т/сут.

Обводненность продукции  в среднем за 2009 год составила 88,2%, против 87,5% в 2008 году.

Механизированным способом добыто 81,9% или 894,591 тыс.тонн нефти от общего количества, из них 65,2% электроцентробежными насосами.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ.

 

4.1.Методы контроля за разработкой Талинского месторождения.

Для технически и экономически целесообразной разработки  требуется  детально знать все свойства этого объекта, которые могут повлиять на технологический процесс извлечения нефти и газа. Наиболее важные методы контроля – промыслово-геофизические  и гидродинамические.

Объем и достоверность  информации о свойствах и строении продуктивных пластов увеличивается по мере разбуривания залежи новыми скважинами и исследования их геофизическими, лабораторными и гидродинамическими  методами. Соответственно с этим растет и общий объем проводимых исследовательских работ на промыслах, хотя удельный объем по исследованию каждой  скважины существенно уменьшается.

 

4.2. Геологические методы контроля.

Материалы  эксплуатационного  бурения и эксплуатации скважин  являются основой детального изучения строения продуктивных пластов  и залежей в различных зонах разработки. Геологические построения, сделанные по данным промысловых исследований – документы, без которых  невозможны научно обоснованный контроль за разработкой и осуществление мероприятий по улучшению состояния разработки  месторождения.

К числу этих построений относятся следующие:

1.Детальные схемы сопоставления  разрезов скважин в интервалах  продуктивных отложений.

2.Детальные, уточненные  структурные карты по кровле, подошве продуктивных   пластов и, если необходимо, по отдельным выдержанным пропласткам. На  структурных основах  строятся контуры нефтеносности.

3.Гелогические профили  продуктивной части разреза месторождения, отдельных продуктивных пластов, по различным участкам залежи. При построении профилей уточняются начальное и текущее положение водонефтяного контакта.

4.Карты общей и эффективной  мощности продуктивных пластов  (зональные или литологические карты). Эти карты дают представление о геологической неоднородности пластов.