Методы контроля за разработкой Талинского месторождения

1.Замеры пластовых  давлений и температур в водоносных  объектах.

2.Замер удельного веса и дебитов воды в скважинах.

3.Отбор глубинных и  поверхностных проб воды, их химический  анализ.

В соответствии с результатами анализов проб воды на Восточно-Талинской  площади в шеркалинском горизонте  распространены воды гидрокарбонатнонатриевого типа по классификации В.А.Сулина, общая минерализация которых 8-10 мг/л.

Содержание йода в  пробах колеблется от 7 до 11 мг/л, брома  – 26-29 мг/л. Коллекторские свойства пластов ЮК-10 и ЮК-11 по площади  неоднородны. Дебиты воды в процессе опробования скважин составляли  величины 2,0-19,5 м3/сут. Низкие дебиты воды и невысокие концентрации компонентов, сложные климатические условия разработки месторождения позволяют сделать вывод о нецелесообразности извлечения в промышленных целях компонентов, содержащихся в подземных водах.

Пластовые давления на площади  замерялись в двух скважинах. В скважине 603 пластовое давление составляет 25,2 МПа , что на 0,6 МПа ниже условно гидростатического. Величины пластовых температур на Восточно-Талинской площади колеблются в пределах 97-121 С. Геотермический градиент изменяется от 1 до 6 С на 100м. Пластовые воды  Восточно-Талинской площади не могут рассматриваться в качестве их дальнейшего промышленного освоения. Не может быть самостоятельным образом реализовано и тепло пластового флюида из-за низких дебитов скважин.

Гидрогеологическая и  гидродинамическая изученность  «шнурковых» залежей шеркалинского горизонта соседней Талинской  площади и их положение в пределах пластовой водонапорной системы Западной Сибири позволяют определить естественный режим их работы как упруго-водонапорный. Залежи нефти в пласте ЮК10 в пределах Восточно-Талинской площади относится также к типу «шнурковых». Размеры водонефтяной зоны значительно сокращены, в сравнении с общими контурами залежей, роль напора законтурных вод как фактора естественной пластовой энергии понижена. В связи с неоднородностью толщины продуктивных пластов-коллекторов и изменчивостью их фильтрационно-емкостных свойств по площади, гидродинамическая связь между различными участками затруднена.

 

 

2.6. Характеристика продуктивных пластов.

Физико-литологические свойства коллекторов шеркалинской пачки  Талинского месторождения изучались  в лабораториях  Главтюменьгеологии и СибНИИНП (табл.1) . В результате, проведенного анализа  среди песчано-алевролитовых  коллекторов по гранулометрическим данным и их производным. В результате, проведенного анализа среди песчано-алевролитовых коллекторов по гранулометрическим данным и их производным, типу и содержанию цементирующего вещества, а также физическим свойствам, были выделены типы коллекторов, которые встречаются  и на Южно-Талинской площади:

1 тип. Песчаник крупно-грубозернистый, алевритистый, с включением средне- и мелкозернистой фракции до 25%. Общее содержание цемента составляет 6,9%, тип цементации пленочный, неполнопоровый, вещественный состав цемента – каолинитовый, пористость в среднем составляет 14,7%.

2 тип. Песчаник средне-крупнозернистый,  слабо-алевритистый, цемент в основном  каолинитоввый, в небольшом количестве  присутствует гидрослюда, тип цементации пленочный. Коллекторские свойства достаточно высокие.

3 тип. Песчаник мелко-среднезернистый,  алевритистый часто с включением крупнозернистой фракции, общее содержание цемента до 10%, по типу пленочно-неполнопоровый, вещественный состав каолинитовый и частично гидрослюдистый. Коллекторские свойства достаточно высокие.

4 тип. Песчаник средне-мелкозернистый, алевритистый общее содержание цемента до 10%, цемент гидрослюдистокаолинитовый, по типу неполнопоровый и поровый. Коллекторские свойства средние.

5 тип. Алевропесчаник  с включением крупной песчаной  фракции. Содержание цемента до 12%, по вещественному составу гидрослюдистокаолинитовый, по типу поровый. Коллекторские свойства низкие, часто ниже критических значений.

Основными факторами, определяющими емкостные и фильтрационные свойства пород, являются гранулометрический состав, отсортированность и плотность упаковки обломочных зерен, обуславливающие не только структуру пустотного пространства, но и сообщаемость пор. Проведение микроскопического изучения в шлифах показало,  что в коллекторах исследуемых отложений развито несколько типов пустот. Решающим фактором при формировании пустотного пространства коллекторов пласта ЮК10-11 явилась, главная первичная структура пород, и во-вторых, аутогенное минерало образование, в результате которого образовались укрупненные агрегаты каолинита. Между новообразованными агрегатами каолинита образуются дополнительные капиллярные каналы, которые улучшают первичную пористость  и проницаемость пород. В низкопроницаемых коллекторах  микрокаверновая пустотность обычно  не превышает 1%. Каверны заполнены, в основном, тонкозернистым цементом, содержание которого изменяется от 10 до 15 %, тип цемента поровый и поровобазальный.

В высокопроницаемых  коллекторах каверная пустотность повышается до 7 %, а содержание цемента снижается до 6-7% и распределен он в виде отдельных сгустков. Т.о. коллектора пластов ЮК10 и ЮК11 отличаются наличием пор малых радиусов, различного количества пор и микрокаверн, их процентное соотношение в коллекторе оказывает основное влияние на фильтрационные свойства. Алевролиты не являются коллекторами нефти. Как правило, фильтрационные свойства  этих пород ниже критических значений пористости и проницаемости.

В пределах Талинской  площади выделено шесть участков разработки. Эффективная нефтенасыщенная толщина для каждого из участков изменяется незначительно от 10 до 15,1м. Средневзвешенная по толщине проницаемость по блокам участков разработки имеет широкий интервал изменения от 38 до 289х10^-3 мкм², составляя в среднем для участков 85,9*10^-3 мкм² – 257*10^-3 мкм². Коэффициент вариации проницаемости изменяется от 61,7% до 139,8%.

Отличительной особенностью геологического строения пласта является наличие в разрезе значительной доли пропластков коллектора толщиной не более 2 метра. Доля таких пропластков по всем участкам составляет более половины всего объема коллектора пласта, увеличиваясь с севера на юг с 56,3 до 75,6%. Около половины этих пропластков имеют толщину до одного метра.

Пласт ЮК10 характеризуется также значительной неоднородностью по проницаемости. По участкам 1,3 и 4 около  30% коллектора имеет низкую проницаемость не более 20*10^-3 мкм². По остальным участкам процент содержания низкопроницаемых пропластков увеличивается до 45%.

Построение геолого-статических разрезов по распределению относительно содержания коллектора и проницаемости позволяет изучить неоднородность разреза пласта ЮК10.  На большей площади залежи в разрезе пласта выделяется две пачки, различающиеся по песчанистости и проницаемости. Верхняя пачка пласта имеет более прерывистое строение, коллекторские свойства ее значительно хуже, степень вовлечения запасов нефти в связи с этим также значительно меньше, чем в подошвенной, более выдержанной части пласта.

Осредненное значение геологической песчанистости  ЮК11 в пределах залежи 2 значительно выше, чем пласта ЮК10 и составляет 0,835. Пласт ЮК11 в пределах залежи 3 характеризуется несколько меньшим значением песчанистости – 0,692. Расчлененность пласта 2 залежи – 4,8,   3 – 8,9. Коллектор пласта ЮК11 в пределах залежи  2, обладая меньшей нефтенасыщенной толщиной, имеет лучшие коллекторские свойства, чем в пределах залежи 3.

Доля высокопроницаемых  пропластков (более 200*10^-3 мкм²) пласта ЮК11 выше, чем по пласту ЮК10, одинакова по обеим залежам и составляет 37,5%. Низко проницаемых коллекторов (до 20*10^-3мкм²) вдвое меньше, чем по пласту ЮК10 и по обеим залежам процент содержания их в разрезе –19-22%.

Нефтенасыщенная часть  пласта ЮК11 в пределах обеих  залежей  представлена одной пачкой. Песчанистость разреза пласта залежи 2 – 0,46, средняя проницаемость коллектора 286*10^-3 мкм².

Исходя из вышеизложенного, можно сделать выводы:

1.Геологическое строение  пластов ЮК10 и ЮК11 характеризуется  значительной неоднородностью коллектора по толщине пропластков и их проницаемости. Коллектор пласта ЮК11 обладает лучшей, по сравнению с пластом ЮК10, фильтрационной характеристикой, имеет более однородное строение. Песчанистость и проницаемость нефтенасыщенной части пласта ЮК11 сопоставима с аналогичными характеристиками нижней пачки пласта ЮК10.

2.Продуктивные пласты  ЮК10 и ЮК11 сложены преимущественно  тонкими (до 2м) пропластками. Учитывая, что толщина пропластка связана с его протяженностью по площади, следует, что основная часть проницаемых пропластков имеет ограниченную протяженность, соизмеримую с шагом сетки эксплуатационных скважин. При таком строении продуктивных пластов степень вовлечения запасов нефти в разработку будет сильно зависеть от плотности сетки скважин и системы разработки.

3.Неоднородность продуктивных пластов по проницаемости, наличие значительной доли низкопроницаемых коллекторов определяет полноту выработки запасов нефти. Выработка запасов нефти из различных классов коллекторов будет осуществляться  с темпами отборов, различающимися па порядок между соседними классами. Степень вовлечения запасов нефти, сосредоточенных в нижней, более выдержанной пачке пласта ЮК10, будет выше, чем в верхней. Темп отбора запасов нижней пачки будет в два-три раза выше, чем верхней.

 

2.7. Состав нефти и газа.

По результатам анализов 7 поверхностных проб нефти плотность  варьирует от 0,8260-0,8557 г/см³. Среднеарифметическое значение плотности для пласта ЮК10 составляет  величину 0,8456 г/см³. Эта величина принята к подсчету запасов. Кинематическая вязкость меняется от 5,44 мкм²/с до 13,49 мкм²/с. Содержание серы колеблется в пределах 0,07-0,32 %. Смолы силикагелевые отмечаются в количестве 1,61-5,40%, асфальтены – 0,14-0,34%, парафины – 2,82-5,32%. Выход фракций при нагреве до 300 С составляют 43,5-56,5%. Нефть пласта ЮК10 следует отнести к малосернистым, малосмолистым, парафиновым.

В газах, растворенных в нефтях Восточно-Талинской  площади по данным анализов, преобладает  метан. Содержание метана  колеблется от 54,67% объемн. до 81,784% объемн. Содержание этана в этих газах варьирует в пределах 9,409-15,051% объемн. Содержание пропана изменяется в пределах 2,377-9,820 % объемн. Из неуглеводородных компонентов в растворенном газе Восточно-Талинской площади присутствуют азот и углекислый газ. Содержание азота изменяется от 1,192 до 8,822% объемн., а углекислого газа – от 1,057 до 3,402 % объемн. Дебиты газа низкие, содержание азота и углекислого газа невысокие и для промышленного извлечения значения не имеют. Содержание кислорода в растворенном газе варьирует пределах  0,031- 0,488% объемн.

Относительная  плотность попутного  газа по воздуху изменяется от 0,6682 до 0,7954 г/см³. Абсолютная плотность колеблется в пределах 0,8052-0,9584 г/см³.

 На месторождении глубинные  пробы отобраны  из пластов  ЮК10 и ЮК11 ( таблица № 3,4 ) . Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений (до 23 МПа) и высоких пластовых температур. (до 105 С). Свойства нефтей в пределах залежей изменяются в широком диапазоне. Так, газосодержание от 140 м3/т до 340 м3/т. Давление насыщения нефти газом по ряду скважин (около 30% от общего объема исследований) равно или выше пластового давления, что однозначно свидетельствует о наличии двухфазного потока как в зоне отбора, так и на забое скважин. 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 в депрессионной воронке.

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

Молярная доля метана в пластовых  нефтях горизонта ЮК10 изменяется в  широких пределах 22-44% (таблица №7), в нефтях пласта ЮК11 эта величина составляет 25-32%. Для нефтей обеих горизонтов характерно преобладание нормальных углеводородов над изомерами, что характерно для нефтей Западной Сибири.

Нефть пласта ЮК11 тяжелее, диапазон изменения  молекулярной массы составляет 87-95, в то время как в нефтях пласта ЮК10 он равен 67-89.

 

 

 

 

 

 

 

 

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

 

3.1. Состояние разработки Талинского месторождения.

 

Разработка Талинского месторождения направляется и регулируется проектными документами, что является отражением сложившегося в отечественной практике принципа многостадийного проектирования. Периодическое внесение в запроектированную систему разработки более или менее существенных изменений, в следствии уточнения уровней добычи нефти по мере  детализации геологического строения продуктивных  горизонтов нашли свое  отражение в последней Технологической схеме разработки Талинской  площади. Согласно нее (Тех.схема СибНИИНП, ЦКР, МНП – февраль 1992г.)  объектами разработки были выделены, отдельно пласты ЮК10 и ЮК11 – Тюменской свиты. Система воздействия была выбрана – переходная с  блок.трехрядной на очагово-избирательную. Это объясняется тем, что система разработки принятая в более ранних проектных документах  не позволила достичь запланированного объема добычи, соответственно прогнозируемого текущего коэффициента нефтеизвлечения. Основными геологическими факторами, определяющими низкую величину КИН явились: 

• низкая нефтевытесняющая способность воды (коэффициент вытеснения на уровне 0,53)
• высокая степень прерывистости продуктивных толщин, расчленность равна 8-9, наличие значительной доли пропластков толщиной менее 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 запасов нефти определяет разноскоростную их выработку. Темпы выработки запасов нефти различных групп коллекторов отличаются в десятки раз. Таким образом, остаются зоны, не подтвержденные влиянию ППД, так называемые “целики”, которые при удачном вскрытии, первые месяцы эксплуатации дают стабильные притоки малооводненной продукции (до 20 т/сут).