Дипломная (вкр): Разработка Талинского месторождения

Разработка Талинского месторождения

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.)