Методы контроля за разработкой Талинского месторождения

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное  учреждение 

 

высшего профессионального  образования

 

«тюменский государственный  нефтегазовый  университет»

                                        

                                          ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДЫЧИ

 

 

 

Кафедра «Разработки  и эксплуатации нефтяных и газовых  месторождений»

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по разработке нефтяных месторождений.

 

 

Тема проекта:  Методы контроля за разработкой  Талинского месторождения.

 

 

Выполнил:

Студент гр. НРз-08-02                                                                   Пильницкий Д.М

 

Проверил:

к.т.н. доцент                                                                                          Апасов Т.К.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тюмень 2014г.

 

СОДЕРЖАНИЕ.

 

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ.

 

1.1. Характеристика района  работ………………………………………….....3

1.2. Краткая история разработки………………………………………………4

 

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

 

2.1. Геологическая характеристика  Талинского месторождения...................6

2.2. Характеристика продуктивных  пластов………………………………….7

2.3. Свойства пластовых жидкостей  и газов………………………………...11

2.4. Нефтегазоносность……………………………………………………….14

2.5. Гидрогеология……………………………………………………...……..17

2.6. Характеристика продуктивных пластов……………………………….19

        2.7. Состав нефти и газа………………………………………………............21

3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

 

3.1. Состояние разработки Талинскоко месторождения……………….......23

3.2. Фактическое состояние разработки месторождения…………………..29

3.3. Фонд скважин……………………………………………………….........32

 

4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ.

 

4.1. Методы контроля  за разработкой Талинского месторождения……….35

4.2. Геологические методы контроля  …………………………………….....35

4.3. Гидродинамические  методы контроля………………………….............36

4.4. Промыслово-геофизические  методы……………………………............38

4.5. Совершенствование методов контроля…………………………………41

 

ЛИТЕРАТУРА…………………………………………………………………..….47

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ.

 

1.1. Характеристика  района работ.

Талинское нефтяное месторождение в тектоническом отношении расположено в пределах Красноленинского свода Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

В административном отношении  площадь принадлежит Октябрьскому району Хантымансийского национального  округа Тюменской области.

Ближайшими, находящимися в эксплуатации, являются месторождения Шаимского нефтегазоносного района, расположенные на расстоянии 200 км. К юго-западу. В настоящее время установлено, что все выявленные залежи нефти, связанные с отложениями тюменской свиты, в пределах Красноленинского свода объединяются в единое одноименное месторождение с предпологаемыми размерами 165*115 км. И характеризуются сложным строением.

Талинская площадь Красноленинского месторождения расположена на левом  берегу реки Оби. В органическом отношении представляет собой холмистую равнину с глубоким долинно-балочным расчленением. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 33-206 м., на большей части площади 150-160 м.

Ближайшим населенным пунктом  являются поселки лесозаготовителей  Пальяново, Карымкары, Сергино и г. Нягань. Город Нягань расположен на железной дороге Свердловск – Приобье. По железной дороге расстояние от г.Тюмени до ст. Нягань составляет 1061 км., а водным путем до п.Сергино более 1200 км.

Ведущими отраслями  народного хозяйства в этом районе являются нефтегазодобывающая промышленность, лесное и рыбное хозяйства. Лесные площади занимают значительную часть территории. Небольшая часть древесины перевозится на Урал и Европейскую часть России.

Климат района резко  континентальный. Зима снежная и продолжительная. Лето короткое, но теплое. Среднегодовая температура – 1 - 4 С. Максимальная температура летом достигает до +35 С и более, минимальная зимой до – 50-52 С. Среднегодовое количество осадков 400-500 мм. Снежный покров достигает 0,8-2,00 м.и держится с октября до конца апреля. Ледостав начинается в октябре, а вскрытие рек в конце апреля – начале мая.

По характеру растительности район относится к таёжной  ландшафтно-растительной зоне. На болотах  растет крупный смешанный лес: ель, сосна лиственница, кедр, осина, берёза. Почвы в районе подзолисто-эллювиально глеевые. Исходным материалом для них служат средние и легкие суглинки и супеси озерно-эллювиального и субаэрального происхождения.

 

 

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 нефти-газоносном 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 2005 по 2009 годы доказана необходимость объединения всех выявленных  в отложениях  Тюменской свиты залежей в единое Красноленинское нефтегазовое месторождение.

Годы 1999-2003 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.

С 2006 года на Южно-Талинской площади начата пробная эксплуатация пласта ЮК-11.

Относительно невысокая  по меркам Западной Сибири продуктивность скважин  (по блокам 53 и 54 - К_СР=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 2007 года предпринята попытка (табл. 1.1.) снизить депрессию , путем уменьшения диаметра регулирующих шайб до диапазона 8-7 мм, со снижением дапрессии на пласт в добывающих скважинах до 4 Мпа.

За период 2007 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 2008 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, 2008 году, предпринята попытка очагово-избирательного заводнения (скв.9217) c суммарным объемом закачки 6000 куб. м, но забой скважины вскрыл высокопроницаемый пропалсток, 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 1998года объемная обводненность продукции  скважин увеличилась с 11,8%  до 26,11% в конце года, 63,1% действующего фонда скважин составляли фонтанирующие скважины (табл. 1.1)

За этот же год зафиксированно их максимальное количество – 12 единиц.

В период с 2005 года по 07.2010 года производилась последовательная работа по переводу фонтанного фонда скважин на механизированную добычу  (70,8% - в 2009 году; 85.1% - в 2000 году; 81.48% - в 2001 году), дальнейший рост объемов бурения – доведение основного фонда скважин с19 до 27 единиц, регулирование штуцированием на выкидке фонтанных скважин до 6 мм в 2010 году (табл.1.1.)

За это время фонд таких (фонтанирующих) скважин уменьшился в 4 раза (3 единицы на 1.07.2001года), 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).

В целом за период с 2007 года по 2010 год наблюдались следующие темпы отбора жидкости по отношению к извлекаемым запасам:

2007 год – 8,5%; 2009 год – 15,3%; 

2008 год – 15%;  2010 год – 6,8%.

Темпы отбора жидкости:

2007 год –2,3%; 

2008 год – 4,7%; 

2009 год – 5,2%; 

2010 год -3,1%.

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 Талинского месторождения.

До конца  40-х  годов  текущего столетия исследования Западно-Сибирской низменности носили рекогносцировачно-съемочный характер.

Они позволили выяснить геологию палеоген-неогеновых и четвертичных образований и частично юрско-меловых. До 30-х годов вопрос об открытии нефти  и газа в Западной Сибири в геологической литературе не поднимался.  Впервые в 1932 году  академик И.М. Губкин обосновал возможность скопленной нефти по бортам Западно-Сибирской депрессии. В 1941 году Н.П.Гусев (в очерке «Геология и нефтеносность Западно-Сибирской низменности») высоко оценивает изученность с точки зрения нефтегазоносности.

В 1948 году был опубликован  коллективный труд по геологии Западной Сибири и определенных районов (М.К.Коровин, Н.А.Кудрявцев, Д.А.Степанов, Г.Е.Рябухин). В этой работе Д.А.Степанов рассматривая вопросы нефтегазоносности, допускает наличие залежей нефти в континентальных отложениях мезозоя, сформированных в результате миграции из отложений палеозоя.

В конце 40-х годов проводятся маршрутные исследования по реке Оби (Николаев, 1949 год) и геолого-геоморфологическая съемка в пределах Обь-Иртышского муждуречья. В это же время начинается систематическое изучение геологии и нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности.

В 1949-1950 гг. всесоюзным геологическим трестом проводилась геологическая съемка М 1:1000000, была составлена карта покровных отложений. С 1949 года обширные исследования велись коллективом Западно-Сибирской экспедицией ВСЕГЕИ под руководством Н.Н.Ростовцева. В 1954 году опубликован выпуск ВСЕГЕИ, в котором коллективом авторов этой экспедиции проведен анализ геолого-геофизических, гидрогеологических данных, где даются основные направления дальнейших работ. Была дана первая схематическая структурная карта изученной территории по поверхности до юрского фундамента, предлагалось проведение региональных сейсмических профилей между опорными скважинами.

В 1954-56 гг. тематической партией N 27/54-56 треста ЗапСибНефтегеофизика были выполнены работы по обобщению геологических и геофизических материалов по Западно-Сибирской равнине. В итоге ими была дана тектоническая характеристика складчатого фундамента низменности и покрывающего его мезозойско-кайнозойского чехла, даны прогнозы нефтегазоносности мезозойских отложений и рекомендации по дальнейшему направлению поисковых работ на ближайшие годы.

Партия региональных обобщений Тюменского геологоуправления в 1959 году написала отчет, являющийся результатом анализа проведенных геолого-геофизических работ в западной части низменности. В пределах этой части низменности впервые по данным сейсмических, грави-магнитометрических работ в пределах Мало-Атламской моноклинали, являющейся частью Восточно-Уральского склона, выделяются Шаимская и Красноленинская приподнятые зоны.

В 1964 году на карте прогнозов, опубликованной в 44 томе «Геологии  Союза» западно-Сибирская изученность разделена на 3 области по перспективности. В свою очередь каждая область делится на ряд районов, в которых выделяются участки различной степени перспективности. (6 групп).

В 1968 году В.Г.Елесеевым  в отчете «Геологическое строение и  нефтегазоносность Шаимско-Красноленинского района» дается районирование нефтегазоносной территории юго-западной части Западно-Сибирской НГП. Земли Красноленинского района были отнесены им к землям с высокой и средней плотностью потенциальных запасов.

Тюменская структура была выявлена сейсморазведочными работами в 1972 году, а в 1975-76 гг. была подготовлена к бурению.

В 1976 году на ней было начато поисково-разведочное  бурение и первая же пробуренная  скважина (N 1) дала промышленный приток нефти – 94 м3/сутки на 6 мм. Штуцере. Приток получен из отложений тюменской свиты.