Разработка Талинского месторождения
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… Читать ещё >
Разработка Талинского месторождения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
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 50 км. 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.)
За это время фонд таких (фонтанирующих) скважин уменьшился в 4 раза (3 единицы на 1.01.2003года), 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).
Таблица 1.1 Движение фонда скважин эксплуатационного объекта ЮК — 11 Южно — Талинской площади (блоки 53 — 55)
№ пп | Скважины | Годы разработки | |||||
Фонтанирующие, штук | |||||||
Оборудованные ШГН, штук | |||||||
Оборудованные ЭПУ (ЭЦН) | |||||||
Нагнетательные, штук | |||||||
Пьезометрические, штук | |||||||
Бездействующие, штук | |||||||
В консервации, штук | |||||||
Добывающие механизированным способом, штук | |||||||
Всего скважин, штук | |||||||
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 месторождения Талинское нефтегазовое месторождение приурочено к одноименному своду, представляющему собой слабо вытянутую структуру размером
165×115 км свод расположен на юго-западе Западно-Сибирской нефтегазовой провинции, отделяясь от сопредельных структур положительных структур с востока — Елизаровским прогибом, запада Мутойской котловиной. На юге через Потымскую седловину Красноленинский свод сочленяется с Шаимским мегавалом.
В геологическом строении Красноленинского месторождения участвуют комплексы пород от докембрийских до современных. Максимальный разрез вскрыт скважиной 800 на глубину 3934 м. Красноленинское месторождение включает в себя ряд площадей, приуроченных к одноименным поднятиям: Талинскую, Южно-Талинскую, Ем-Ёговскую, Пальяновскую, Елизаровскую, Ингинскую, Сосново-Мысскую и др. Промышленная нефтегазоносность указанных площадей связана с отложениями тюменской и викуловской свиты. На Талинской и Южно-Талинской площадях разрез представлен наиболее полно.
2.1.1 Стратиграфия В строении фундамента Талинской площади принимают участие породы докембрийского (биотитовые, хлористо серицитовые сланцы и амфиболиты) и палеозойского (различные сланцы, кварцевые песчаники, туфопесчаники, зеленокаменные измененные базальты, осадочно-вулконогенные образования) возраста. По докембрийским и палеозойским отложениям развиты древние коры выветривания преимущественно као-линитового состава, отнесенные (с некоторой долей условности) к пермско-нижнетриасовым образованиям.
2.1.1.1 Юрская система В основании осадочного чехла в породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием залегают породы тюменской свиты.
В комплексе пород тюменской свиты выделяются три подсвиты:
нижняя, средняя и верхняя.
Породы нижней подсвиты на Талинской площади объединяются в Шеркалинский горизонт. В разрезе указанного горизонта выделяются основные продуктивные пласты района ЮК10-ЮК11 толщина Шеркалинского горизонта достигает 100 м.
Породы средней и верхней подсвит тюменской свиты — среднеюрского возраста. Они согласно перекрывают нижележащие отложения Шеркалинского горизонта.
Разрез сложен в основном аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов и песчаников, как по разрезу так и по площади. Встречаются линзы углистых аргиллитов, углей к линзам песчаников верхней и средней подсвит приурочены пласты ЮК2−9. Выше по разрезу породы Тюменской свиты согласно перекрываются породами абалакской свиты. Разрез абалакской свиты представлен глинистыми породами морского происхождения. Толщина абалакской свиты 0−37 м.
Выше лежащие породы юрской системы представлены отложениями баженовской свиты. Стратиграфический диапазон баженовской свиты волжский ярус и низы берриасовского яруса. Разрез представлен аргилитами темно-серыми и черными. Толщина свиты 15−40 метров. Отложения баженовской свиты перекрываются мощной толщей (600−700м) глинистых пород фроловской свиты нижнего мела.
2.1.1.2 Меловая система В составе меловых отложений Красноленинского свода выделяются фроловская, кошайская, викуловская, ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.
Фроловская свита залегает на баженовской и согласно перекрывается осадками кошайской свиты. Стратиграфический диапазон Фроловской свиты барриас, валажин, готерив, барен, низы апата. Отложения представлены морскими темно-серыми гидрослюдистыми аргиллитами с прослоями глинистых известняков, сидеритов, алевролитов. Общая толщина фроловской свиты 527−625 м. Осадки кошайской свиты залегают в породах фроловской свиты. Литологически свита представлена глинами. Встречаются прослои алевролитов и известняков, особенно в верхней части разреза. Породы содержат спорно-пыльцевые комплексы апата. Общая толщина 50−65 м.
Выше по разрезу осадки кошайской свиты перекрываются без видимых следов несогласия породами викуловской свиты, которая условно подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена морскими гли-нисто-алевролитовыми породами с подчиненными прослоями глинистых известняков. В верх по разрезу увеличивается количество алевролитового материала. Содержит включения обугленных растительных осадков, желваки сидерита. Верхняя подсвита имеет преимущественно алеврито-песчанистый состав с прослоями глин. Толщина викуловской свиты 120−130м.
Отложения викуловской свиты перекрываются породами ханты-мансийской свиты возраст, которой фораминифер и по положению в разрезе принимаются в объеме среднего верхнего альба. Разрез сложен морскими темно-серыми аргелитами с тонкими прослоями аргелитов, известняков и седеритов. Верхняя часть разреза представлена прибрежно-морскими сероцветами алевролитами и глинами. Породы содержат многочисленный обугленный детрит. Общая толщина ханты-мансийской свиты равна 240−280 м.
Уватская свита (сеноман) согласно залегает на породах ханты-мансийской свиты и перекрывается кузнецовской свитой. Слагается серыми зеленовато-серыми песками, песчаниками, алевролитами и глинами. Толщина свиты 220−250м.
Кузнецовская свита (турон) представлена темно-серыми глинами и единичными прослоями алевролитов и глауконитовых песчаников. Содержит многочисленные остатки фауны пелеципод. лингул, аммонитов. Общая толщина свиты 35−50м.
Березовская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена серыми, темно-серыми опоками, кремнистыми глинами и аргиллитами. Верхняя подсвита представлена серыми и зеленовато-серыми глинами, опоковидными с редкими прослоями опок. Общая толщина берёзовской свиты 180−240м.
Ганькинская свита имеет широкое распространение в пределах Западной Сибири. Представлена характерной толщей известковых зеленовато серых глин с прослоями алевролитов и мергелей. Толщина 50−75 м.
2.1.1.3 Кайнозойская группа. Палеогеновая система Палеогеновые отложения согласно залегают на меловых отложениях и имеют широкое распространение в пределах Красноленинского района. Представлены всеми тремя отделами: палеоценовым, эоценовым, олигоценовым.
В составе палеогеновых отложений выделяется талицкая, люлинворская, тавдинская. атлымская. новомихайловская, журавлевская свиты.
Талицкая свита (палеоцен) подразделяются на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена темно-серыми массивными глинами участками глауконитовыми, с редкими линзами сидеритов и алевритового материала. Верхняя подсвита представлена темно-серыми глинами с многочисленными гнездами и линзами алеврито-песчаного материала и редкими прослоями алевролитов.
Верхняя часть подсвиты представлена тонко отмученными, иногда опоковидными глинами. Толщина талицкой свиты 130−150м.
Люлинворская свита (эоцен) согласно залегает на породах талицкой, свита разделена на три подсвиты. Для разреза нижней подсвиты характерны опоки и опоковидные глины с присыпками кварцевого-глауконитового песка в нижней части. Средняя часть разреза сложена диатомитами и диатомитовыми глинами иногда алевролитистыми. В верхней части разреза описываемой свиты развиты зеленовато-серые тонко слоистые диатомитовые глины, в которых отмечаются желваки марказита. Общая толщина свиты 200−225м.
Тавдинская свита (верхний эоцен — нижний олигоцен) сложена толщей голубовато зеленых и оливково зеленых пластинчатых глин с тонкими линзочками светловато-серого алевролитового материала. Характерны стяжения марказита. Толщина свиты 60−80м.
Новомихайловская свита (средний олигоцен) представлена чередованием серых и бурых глин, алевролитов серых и светло-серых песков с прослоями углей и лигнитов. Толщина свиты 50−70 м.
Журавская свита (верхний олигоцен) залегает на отложениях ново-михайловской свиты и с перерывом перекрывания осадками четвертичного возраста. Свита представлена серыми и зеленовато-серыми глинистыми алевролитами с прослоями песков и алевролитами с включениями глауконита. Толщина свиты 10−30 м.
Неогеновые отложения в районе Красноленинского свода отсутствуют.
2.1.1.4 Четвертичная система Четвертичные отложения несогласно перекрываются отложениями журавской свиты и имеют повсеместное распространение. Отложения представлены супесями, серыми и желтовато серыми песками с прослоями глин серых, бурых песчаников. Встречаются мощные слои торфа, линзы валунных галечников. На севере и востоке района развиты ледниковые отложения в составе которых встречаются различные по размерам отторженны.
2.1.2 Тектоника В тектоническом отношении талинская площадь приурочена к одноименному талинскому валу, расположенном на западном склоне Крас-ноленинского свода.
Выше упоминалось, что Красноленинский свод в морфологическом отношении представляет собой слабо вытянутую структуру северо-западного простирания с размерами длинной и короткой осей 165−115 м, а амплитуда его по отражающему горизонту «Б» (верхняя юра) составляет относительно днища Мутомской котловины 100−150 м, а относительно моноклинального склона 300−350 м. Следовательно, в современном структурном плане свод представляет тектонический с региональным падением слоев в восточном направлении.
В пределах исследуемой площади талинский вал осложнен Талинской, Северо — Талинской и Южно — Талинской структурами.
В 1976 году была пробурена поисковая скважина № 1, которой установлена промышленная нефтеносность отложений Тюменской свиты. Анализ сейсмических материалов показал, что горизонт Т2 (шеркалинский горизонт) развит преимущественно в осевых частях прогибов и имеет четкие приклинивания к склонам выступов доюрских образований. В этой связи был проведен анализ структурного плана, который показал, что уже к началу формирования осадочного чехла в пределах изучаемой площади сформировались глубокие прогибы.
По кровле доюрского основания Талинская и Северо-Талинская складки разделены глубоким прогибом (амплитуда 75−100 м.) вытянутым в Северо-восточном направлении по линии скважин № 103,91,102,105,121. Аналогичный прогиб разделяет Талинскую (амплитуда 100−140 м.) и ЮжноТалинскую складки по линии скважин № 132, 503, 511, 126. Ось прогиба имеет широкое простирание. Валентиновская и Малохорская складки отделяются от Южно — Талинской прогибом (амплитуда 50−73 м.) северо-западное простирание по линии скважин № 186, 139, 802, 825. Талинская антиклинальная складка по замыкающей изогипсе — 2525 м доюрского основания имеет размеры 14*6 км и амплитуду 40 м. складка вытянута в северо-восточном направлении. Углы наклона крыльев складки составляют 2−4° северо-западное и 50″ -2°30' юго-восточное. Северо-Талинская складка в пределах исследуемой площади не замыкается. В районе скважины 4, 135 выделяется купол, осложняющий переклинальное окончание складки. Амплитуда купола относительно днища прогиба 100−150 м, углы наклона крыльев составляют 3° западного и 4° восточного. Южно-Талинская складка по замыкающейся изогипсе 2525 м доюрского основания имеет размеры 15−95 км и амплитуду 120 м. Складка вытянута в северо-западном направлении. Углы наклона крыльев составляют: 2°-юго-запада и 4°30' северо-восточном направлении.
Структурные планы продуктивных пластов ЮК10-ЮК11 в целом сохраняют очертания кровли доюрского основания. Это объясняется тем, что отложения пластов ЮК10-ЮК11 накапливались в прогибах фундамента, которые на протяжении всей истории развития площади разделяли Северо-Талинское и Талинское, Талинское и Южно-Талинское, Южно-Талинскос и Валентановское локальные поднятия.
Разбуривание залежи пласта ЮК10 эксплуатационной скважиной показало, что его отложения слагают сложный, не подчиняющийся каким-либо видимым закономерностям разрез. Песчано-гравелитовые пропластки ЮК10 невыдержанны как по площади, так и по разрезу. Максимальная изменчивость и не выдержанность коллекторов наблюдается в центральной часта Талинской площади, в районе расположения разведочных скважин 115−140 здесь выявлены две зоны полного замещения пластов коллекторов непроницаемыми породами на участках расположения скважин 3057 и 3104, 3105.
Зона сокращения эффективных толщин пласта ЮК10 — выявлена к западу от разведочных скважин 190, 107. Эта зона приурочена к приподнятому блоку доюрского основания, продолжившего восходящие движения во время отложения пласта ЮК10, что привело к сокращению толщин песчано-гравелитовых осадков в плоть до полного их выклинивания в скважинах 3617, 3656, 3698.
Литологическое замещение коллекторов непроницаемыми глинистыми породами наблюдается в районе скважин к востоку от скважины 955. В скважине 4661, 4677, коллекторские разности полностью замещены.
Основные принципиальные черты геологического строения района в целом и пластов Шеркалинской пачки в частности в процессе разбуривания подтвердились с неизбежными в таких случаях уточнениями.
Продуктивные пласты ЮК10−11 залегают в нижней части тюменской свиты и сложены грубозернистыми породами с редкими прослоями глинизированных разновидностей.
Строение пластов неодинаковое. Пласт ЮК11 залегает в виде узкой (до 5 км.) протяженной (свыше 120 км.) полосы меридионального субмери-дианального простирания. Слагающие его породы представляют собой осадки заполнения каньонообразного вреза в доюрский фундамент. В основании они представлены гравийно-конгломератовыми и брекчиевыми прослоями. Толщина отложений данного пласта достигает 50 метров.
Пласты ЮК10−11 разделяются между собой выдержанной пачкой аргиллитов толщиной от 5−20 и более метров. Отложение пласта ЮК10 развиты значительно шире, площадь их распространения на отдельных участках увеличивается по ширине до 20 км. Максимальная его толщина достигает 30 метров, в поперечном сечении он имеет пластообразную форму. В центральной части прогибов пласт залегает с размывом на аргилитах, перекрывающих образования ниже лежащего пласта ЮК11, а в краевых зонах — на породах фундамента.
2.2 Продуктивные пласты ЮК10 и ЮК11
Остановимся на характеристике пластов ЮК10 и ЮК11 более подробно. Пласт ЮК11 имеет ограниченное распространение, прослеживается полосой шириной 5 — 6 км и залегает на наиболее погруженных участках фундамента. Сложен пласт гравелито-песчаными и алевролитовыми породами с небольшими по толщине линзами и прослоями глинистых пород. Характерным является прерывистость нефтеносности. Общая толщина пласта достигает 65 м.
В пласте выделено три залежи нефти. Наиболее крупная залежь расположена вдоль восточной линии выклинивания пласта в пределах первоочередного и центрального участков разработки. Две другие залежи, меньшего размера, расположены в районах скважин 802−805 и в северо-западной части первоочередного участка.
Пласт ЮК11 отделен от пласта ЮК10 глинистым разделом, имеющим довольно широкое распространение в погруженных зонах и полностью отсутствующим на приподнятых участках фундамента. Толщина раздела изменяется от 7 до 16 м.
Пласт ЮК10 распространен более широко, но развит также не повсеместно. Его максимальная толщина достигает 35 м. В зонах отсутствия пласта ЮК11 пласт ЮК10 залегает непосредственно на породах фундамента. Пласт представлен гравелитами, алевролитами и глинами.
Анализ и обобщение геолого-физической информации по пласту ЮК10 позволяют нам разделить продуктивный разрез по скважинам на три основных типа: I — II — III (рис. 2.3).
Отнесение продуктивного разреза к тому или иному типу базируется на наличии или отсутствии в разрезе глинистого прослоя, коррелируемого в соседних скважинах. Отметим, что деление разреза на типы условно, но отражает весьма существенные характеристики, так как скважины, вскрывшие различные типы разрезов, имеют различную характеристику работы. К первому типу относится продуктивный разрез, в котором отсутствует глинистый прослой.
Второй тип разреза характеризуется наличием в нем выдержанного глинистого прослоя, расположенного в средней части и делящего продуктивный горизонт на две части: верхнюю и нижнюю.
Третий тип разреза, являющийся наиболее распространенным, характеризуется чередованием нефтенасыщенных и глинистых прослоев толщиной до 3 м, которые хорошо прослеживаются по площади.
Проведенное детальное изучение показало, что породы-коллекторы характеризуются различной сортировкой и особенно упаковкой обломочного материала. Фракционный состав представлен обломками всех размеров (от гравийных с диаметром частиц до 1,5 см до алевритовых с диаметром частиц 0,05−0,01 мм). Соотношения между пористостью, проницаемостью и водонасыщенностью в таких коллекторах могут быть отличными от тех, которые обычно наблюдаются в гранулометрически однородных породах-коллекторах.
Коллекторами нефти на Талинском месторождении являются песчаники от грубозернистой до мелкозернистой структуры, а также гравелиты, содержащие примесь песчаного материала. Учитывая основные структурно-литологические признаки, коллекторы можно подразделить на следующие типы.
1. Гравелиты песчанистые — порода представлена плотно-упакованными гравелитовыми зернами диаметром 1−1,5 см, тип цементации — контактный; пространство между зернами частично или полностью заполнено песчаным материалом или агрегатами каолинитового цемента, содержание которого составляет в среднем 2−3%. Пористость гравелитов обычно колеблется от 14 до 18,6%, проницаемость изменяется в очень широком диапазоне: от 0,07 до 1 кв. мкм и более, водонасыщенность составляет 12−29%. В том случае, когда фракция песчаника занимает все поровое пространство между гравийными зернами, порода характеризуется минимальной пористостью и называется гравелито-песчаной. Содержание песчаной фракции в ней достигает 55%. Пористость такой породы изменяется в пределах от 10 до 14,7%, проницаемость от 0,001 до 0,045 кв. мкм, водонасыщенность — 22,5−50%.
2. Песчаники, содержащие примесь гравелитового материала (до 25%). В одном случае — это песчаники мелкозернистые и мелко среднезернистые (0,5−0,25 мм) с включением гравелитовых зерен, которые неравномерно распределены в матрице песчаника и образуют как бы барьеры для флюидов, повышая извилистость путей их фильтрации. По данным анализа кернов пористость таких песчаников изменяется от 11 до 18%, проницаемость составляет 0,001−0,150 кв. мкм, водонасыщенность — 18,3−50%.
В другом случае зерна гравелитовой фракции в песчанике контактируют друг с другом. Фильтрационно-емкостные свойства этой породы значительно лучше: пористость возрастает до 14−20,8%, проницаемость изменяется от 0,05 до 1кв. мкм, водонасыщенность составляет 18,2−29,2%.
Рис. 2.1 Геологический профиль по линии 1−1 (см. рис. 1.2) — «первоочередной участок — участок района разведочной скважины 805»
Рис. 2.2 Геологический профиль отложений пластов ЮК10 и ЮК11 по линии скважин 5687 — 5287: 1 -нефть; 2-глинистые отложения; 3-переходная зона; 4-вода; 5-кристаллический фундамент Рис. 2.3 Основные типы разрезов пласта ЮК10 по скважинам Талинского месторождения: ВП — верхняя пачка; НП — нижняя пачка; 1- глины; 2 — нефтенасыщенная толщина Коллектор представлен порами и кавернами. Таким образом, свойства гравелитов и гравелитовых песчаников определяются различными вариантами и характером упаковки обломочных зерен и зависят от относительной доли песчаной и гравелитовой фракций в породе. Главное же заключается в том, что сходный гранулометрический состав не всегда свидетельствует о сходстве коллекторских свойств; решающую роль при этом играет характер упаковки обломочного материала, обусловливающий существенные различия фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.
3. Песчаники крупно-грубозернистые (диаметром 1−0,5 мм), алевролитовые, общее содержание каолинитового цемента составляет 6,9%. Данные исследования кернов свидетельствуют о хороших коллекторских свойствах, поскольку поровое пространство представлено порами и микрокавернами; пористость изменяется от 10,5% до 18,2%, проницаемость от 0,3 до 4,4 кв.мкм. водонасыщенность относительно низкая — 10,5−13,2%.
4. Песчаники крупно-среднезернистые и разнозернистые (диаметром 0,5−0,25 мм), алевролитовые, содержание цемента каолинитового и гидрослюдистого состава до 9%. Эти песчаники имеют пористость от 12,6 до 21,6%, проницаемость изменяется в диапазоне 0,05−2,5 кв. мкм, водонасыщенность в пределах 10- 18,5%; емкостное пространство представлено порами и микро-кавернами.
5. Песчаники средне-мелкозернистые (диаметром 0,25−0,1 мм), алевролитовые с включением крупной песчаной фракции, общее содержание цемента гидрослюдистого состава 10,2%, емкостное пространство представлено порами. Согласно результатам исследований пористость изменяется от 10,2 до 18,6%, проницаемость — 0,001−0,15 кв. мкм, водонасыщенность находится в пределах 13,5−58,3%.
Алевролиты из-за очень низких фильтрационно-емкостных свойств (пористость 8−9%, проницаемость не более 0,001 кв. мкм, водонасыщенность до 68%) не считаются коллекторами.
Таблица 2.1 Геологофизические параметры основных объектов разработки Талинского месторождения
№п/п | Параметр | ЮК10 | ЮК11 | |
Средняя глубина залегании, м | ||||
Тип коллектора | Терригенный | Терригенный | ||
Площадь нефтеносности в границах утвержденных запасов, млн.кв.м | ||||
Средняя эффективная нсфте насыщенная толщина, м | 11,8 | 13,3 | ||
Средняя пористость, % | ||||
Коэффициент нефтенасыщенности, ед. | 0,83 | 0,72 | ||
Средняя проницаемость по керну, кв. мкм | 0,184 | 0,041 | ||
Пластовая температура. 0С | 90−120 | 90−120 | ||
Начальное пластовое давление, МПа | 25,5 | 25,5 | ||
Давление насыщения, МПа | 13−22 | 13−22 | ||
Плотность нефти в пластовых условиях, к г/куб, м | 670−700 | 670−700 | ||
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с | 0,4−0,5 | 0,4−0,5 | ||
Газонасышенность, куб. м/т | 130−300 | 130−300 | ||
Содержание, % серы парафина смол и асфальтенов | 0,2 3,4 | 0,2 3,4 | ||
2.3 Свойства пластовых флюидов На месторождении глубинные пробы отобраны из пластов ЮК10 (146 скважин) и ЮК11 (18 скважин). Глубинные пробы отбирались с помощью пробоотборников ВПП-300. Методическое обеспечение исследований соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ -39 -112−80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти.
Компонентный состав пластовых разгазированных нефтей и нефтяных газов определялся методами газо-жидкостной хромотографии, на приборах типа ЛХМ-8МД «Хром-5» и «Вариан-3700». Поверхностные пробы отбирались с устья добывающих скважин.
Таблица 2.2 Свойство пластовой нефти Талинского месторождения
ЮК10 | ЮК11 | ||
Пластовое давление МПа | 19−25 | 22,6−25,7 | |
Пластовая температура 0С | 98−105 | 98−107 | |
Давление насыщения МПа | 11,8−22,6 | 11,2−19,7 | |
Газосодержание м3/т | 181−375 | 141,5−254,9 | |
Газовый фактор при условиях сепарации м3/т | 140−340 | 147−218 | |
Объёмные коэффициент | 1,46−1,98 | 1,39−1,73 | |
Плотность нефти | 602−677 | 620−675 | |
Объёмный коэффициент при усл. сепарации | 1,37−1,77 | 1,4−1,57 | |
Вязкость нефти мПа*с | 0,25−0,55 | 0,3−0,5 | |
Коэффициент объёмной упругости 1/МПа*10−3 | 17,3−34,0 | 17,2−23,6 | |
Плотность нефти при усл. сепарации кг/м3 | 802−812 | 806−815 | |
Необычны термобарические условия продуктивных пластов: при глубине залегания 2700 м начальная пластовая температура доходит до 105 0С, начальное пластовое давление ниже гидростатического (23 МПа) примерно на 10%. Пластовая нефть маловязкая — 0,4 мПа*с, газонасыщенность нефти достигает 340 м3/т, давление насыщения составляет 21,5 МПа, содержание парафина до 4%, плотность нефти в пластовых условиях составляет 700 кг/м3. Так, газосодержание от 140 м3/т. до 340 м3/сут. Давление насыщения нефти газом по ряду скважин (около 30% от общего объёма исследований) равно и выше пластового давления, что однозначно свидетельствует о наличии двухфазного потока, как в зоне отбора, так и на забое скважины. 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.
Нефтяные газы стандартной сепарации высокожирные, коэффициент жирности газов обоих пластов около 100 .
Таблица 2.3 Состав пластовой воды
Общая минерализация мг/л | 13 415,25−20 503,00 | |
Плотность г/см3 | 100,5- 1.011 | |
Хлор | 39,1−47,9 | |
Сульфат | Отсутствует | |
Гидрокарбонат | 2,15−4.00 | |
Кальций | 0,6−1,7 | |
Магний | 0,2 — 0,3 | |
Натрий + калий | 48,3 -49,4 | |
Вывод Таким образом проведенный анализ свидетельствует о аномальных свойствах пластовых флюидов в условиях их залегания и о чрезвычайно сложном геологическом строение разрабатываемых объектов Талинского месторождения.
пластовый скважина низкопроницаемый коллектор
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Проектные решения разработки С 1981 года на небольших участках Талинского месторождения начата пробная эксплуатация. В первую очередь в эксплуатационных скважинах в эксплуатацию вводились все проницаемые горизонты, выделенные в разрезе тюменской свиты. С 1983 года на Талинской площади в разработку введен только Шеркалинский горизонт.
Промышленная эксплуатация Талинской площади осуществляется с 1981 года. Эксплуатационное бурение начато в 1982 году на опытном участке, расположенном на северо-западе залежи, основного эксплуатационного объекта ЮК10 на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП, которая предусматривает (таблица 3.1):
— выделение основного эксплуатационного объекта (пласты ЮК2 — ЮК11)
— система разработки площадная девяти точечная, сетка 400×400 метров.
По результатам бурения было установлено, что на значительной площади имеются достаточно выдержанные пласты ЮК10 — ЮК11, обладающие большой продуктивностью и плотностью запасов, чем пласты ЮК2−9. В связи с этим СибНИИНП была составлена новая технологическая схема на запасы Шеркалинской пачки — пласты ЮК10, ЮК11 (таблица 3.2 — 3.3):
? выделение двух эксплуатационных объектов ЮК10, ЮК11 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;
? применение блоковой трехрядной системы размещения скважин по сетке 400×400 метров при расстоянии между первыми добывающими и нагнетательными рядами 500 метров (плотность 18 га/скв)
? рекомендуемое забойное давление не ниже 30% по сравнению с давлением насыщения то есть 16 МПа;
? способ эксплуатации фонтанный с переходом на компрессорный газлифт в 1988 году;
? немедленное введение ППД;
? фонд скважин всего 7468, в том числе добывающих 5136, нагнетательных 2332;
? проектный уровень добычи нефти 4,9 млн. тон (2000 г) добычи жидкости 96,3млн. тон (2000г), закачки воды
115,9 млн.3 (2000г);
? извлекаемые запасы нефти, принятые в технологических расчетах 464,9 млн. тонн, коэффициент нефтеизвлечения 0,25.
Динамика проектных уровней добычи нефти и изменение сведений по запасам в процессе развития нефтедобычи Талинской площади демонстрируются в таблицах 3.4 — 3.5
А так же, в таблице 3.6 можно увидеть состояние разработки месторождений ОАО «ТНК-Нягань» по состоянию на 01.01.2003 года.
Таблица 3.1 Основные технологические показатели утвержденных ЦКР проектных документов. Талинская площадь
Наименование | [1] | [2] | [3] | [4] | |
Эксплуатационный объект | Тюменская | ЮК10, ЮК11 | ЮК10, ЮК11 | ЮК10, ЮК11 | |
свита (ЮК2−11) | |||||
Система разработки | площадная, девятиточечная | трехрядная, блоковая | Трехрядная, блоковая с Переходом на блочно-замкнутую | переход с трехрядной системы на блочноЗамкнутую и очаговоизбирательную | |
Плотность сетки доб.+нагн.скв., га/скв | 16, с резервными 12 | I стадия — 36 | 18, с 46 блока — 24 | ||
II стадия — 9 | |||||
Проектный уровень добычи нефти, млн. т/год | 3,5 | 17,4 | 2,085 | 7,18 | |
Темп отбора при проектном уровне от НИЗ,% | 3,3 | 3,78 | 6,9 | 3,3 | |
Год выхода на проектный уровень | |||||
Проектный уровень добычи жидкости, млн. т/год | 6,6 | 66,9 | 6,616 | 116,56 | |
Проектный уровень закачки воды | |||||
(раб.реагентов), млн. м3/год | 10,2 | 91,9 | 8,9 | 140,1 | |
Фонд скважин за весь срок разработки, всего, шт. | |||||
в том числе: добывающих | |||||
Нагнетательных | |||||
Фонд резервных скважин, шт. | ; | ; | |||
Накопленная добыча нефти, млн. т | |||||
С начала разработки | 105,9 | 464,9 | 20,4 | 261,5 | |
Накопленная добыча жидкости, млн. т | |||||
С начала разработки | 2298,4 | 145,2 | 5759,7 | ||
Закачка рабочих агентов, млн. м3 | |||||
С начала разработки | 410,8 | 3048,7 | 185,3 | 7027,2 | |
Конечный коэффициент извлечения нефти (АВС1), д.ед. | 0,35 | 0,472 | 0,291 | 0,25 | |
[1] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1980 г.)
[2] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1984 г.)
[3] - Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок) Талинской площади (1987 г.)
[4] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1992 г.)
Таблица 3.2 Сопоставление основных проектных и фактических показателей разработки по Талинской площади
ПОКАЗАТЕЛИ | ||||||||||||||||
Добыча нефти, всего, тыс. т | проект | 115 143,0 | 9402,7 | 7176,6 | 5786,6 | 5469,6 | 5191,3 | 4785,1 | 4713,8 | 4725,7 | 4751,9 | 4882,8 | 5104,6 | 5223,9 | 5196,3 | |
Факт | 12 336,8 | 9305,0 | 7060,7 | 5577,5 | 5231,3 | 3698,4 | 2379,2 | 2075,7 | 1737,5 | 1592,6 | 1550,0 | 1442,0 | 1575,3 | 1754,7 | ||
Накопленная добыча нефти, тыс. т | проект | 66 180,0 | 61 821,1 | 68 997,7 | 74 784,3 | 80 253,9 | 85 445,2 | 90 230,3 | 94 944,1 | 99 669,7 | 104 421,6 | 109 304,4 | 114 408,9 | 119 632,8 | 124 829,0 | |
Факт | 52 302,0 | 61 607,0 | 68 667,8 | 74 245,3 | 79 476,6 | 83 175,0 | 85 554,2 | 87 629,9 | 89 367,4 | 90 960,0 | 92 510,0 | 93 952,0 | 95 527,4 | 97 282,0 | ||
Средняя обводненность продукции, % | проект | 47,0 | 84,9 | 89,6 | 91,7 | 92,3 | 93,0 | 93,9 | 94,4 | 94,6 | 94,8 | 94,9 | 95,1 | 95,3 | 95,4 | |
Факт | 72,7 | 82,2 | 86,0 | 87,8 | 87,5 | 90,6 | 93,3 | 92,2 | 88,0 | 87,5 | 90,7 | 91,7 | 91,2 | 91,6 | ||
Добыча жидкости, всего, тыс. т | проект | 28 568,0 | 62 076,8 | 68 704,0 | 69 993,6 | 70 689,0 | 73 984,8 | 79 013,6 | 83 462,1 | 87 925,3 | 91 806,3 | 96 359,5 | 103 344,8 | 110 180,7 | 113 820,9 | |
Факт | 45 207,1 | 52 314,9 | 50 525,6 | 45 859,0 | 41 798,6 | 39 330,0 | 35 604,0 | 26 765,7 | 14 526,0 | 12 747,3 | 16 736,1 | 17 458,9 | 17 812,7 | 20 987,8 | ||
Закачка воды, тыс. м3 | проект | 46 386,0 | 78 899,6 | 86 349,1 | 86 406,4 | 87 015,9 | 90 514,9 | 95 872,9 | 100 914,2 | 106 059,1 | 10 549,8 | 115 922,9 | 124 118,2 | 132 174,1 | 136 331,6 | |
Факт | 82 805,3 | 83 241,7 | 71 496,4 | 58 466,7 | 50 636,5 | 42 034,0 | 43 418,0 | 29 758,2 | 14 635,6 | 11 005,1 | 12 952,4 | 11 652,2 | 12 833,5 | 13 074,5 | ||
Эксплуатац. бурение, всего, тыс. м | проект | 1496,4 | 1941,1 | 1454,3 | 1000,0 | 799,4 | 799,4 | 802,4 | 799,4 | 799,4 | 799,4 | 799,4 | 799,4 | 498,5 | 300,9 | |
Факт | 1882,3 | 1698,7 | 1175,4 | 821,1 | 353,4 | 135,4 | 52,9 | 47,0 | 15,7 | 22,5 | 5,9 | 32,3 | ||||
Ввод новых доб. скважин, всего | проект | |||||||||||||||
Факт | ||||||||||||||||
Дебит нефти новых скважин, т/сут | проект | 20,7 | 33,5 | 25,1 | 27,2 | 20,7 | 12,6 | 10,1 | 7,2 | 6,2 | 5,4 | 4,7 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | |
Факт | 40,8 | 29,2 | 19,1 | 24,7 | 24,2 | 29,3 | 22,0 | 50,4 | 36,7 | 27,2 | 12,8 | 9,0 | 16,9 | 11,6 | ||
Средний дебит нефти, т/сут одной доб. скв | проект | 27,9 | 11,0 | 7,5 | 5,8 | 5,4 | 5,0 | 4,3 | 4,0 | 3,7 | 3,6 | 3,5 | 3,5 | 3,4 | 3,3 | |
Факт | 19,0 | 12,1 | 8,6 | 7,5 | 8,5 | 7,4 | 5,5 | 5,6 | 6,9 | 6,6 | 5,4 | 5,0 | 5,7 | 6,1 | ||
Средний дебит жидкости, т/сут одной доб. скв | проект | 52,7 | 72,7 | 72,2 | 70,0 | 69,5 | 70,6 | 71,7 | 71,7 | 69,2 | 69,3 | 69,5 | 70,9 | 72,5 | 73,2 | |
Факт | 69,7 | 67,8 | 61,9 | 61,8 | 67,6 | 78,7 | 82,6 | 71,9 | 57,3 | 58,4 | 60,8 | 63,9 | 72,7 | |||
Фонд доб.скв. на конец года, шт. | проект | |||||||||||||||
Факт | ||||||||||||||||
Перевод скважин на мех. добычу шт. | проект | |||||||||||||||
Факт | ||||||||||||||||
Ввод нагнетательных скважин, шт. | проект | |||||||||||||||
Факт | ||||||||||||||||
Фонд нагнет. скв. на конец года | проект | |||||||||||||||
Факт | ||||||||||||||||
Таблица 3.3 Характеристика проектных документов
№ | Наименование проектного документа | Объект разработки | Утвержд. ЦКР | Извлекаемые запасы (категория АВС1), млн. т | Коэффициент нефтеизвлечения (категория АВС1), доли ед. | Проектные уровни | ||||||
№протокола | Дата | Добыча нефти, млн. т/год | Добыча жидкостимлн. т/год | Закачка воды, млн. м3/год | Фонд скважин | |||||||
добыв. | нагнет. | |||||||||||
Технологическая схема разработки | ЮК2-ЮК9 | 01.10.80 г. | 105,874 | 0,35 | 3,5 | 6,6 | 10,2 | |||||
Технологическая схема разработки | ЮК10, ЮК11 | 25.07.84 г. | 320,5 | 0,472 | 17,4 | 66,9 | 91,9 | |||||
Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок) | ЮК10, ЮК11 | 23.12.87 г. | 20,4 | 0,291 | 2,085 | 6,6 | 8,9 | |||||
Технологическая схема разработки | ЮК10, ЮК11 | 28.02.92 г. | 0,25 | 7,18 | 116,8 | 140,1 | ||||||
Таблица 3.4 Динамика проектных уровней добычи нефти. Талинская площадь
Проектный документ | |||||||||||||||
[1] | 64,8 | 355,0 | 660,0 | 1000,0 | 1380,0 | 1700,0 | 1990,0 | 2280,0 | 2560,0 | 2810,0 | 3100,0 | 3310,0 | 3500,0 | 3500,0 | |
[2] | ; | ; | 2675,8 | 4200,6 | 7114,0 | 9947,0 | 12 236,0 | 14 160,0 | 15 143,0 | 16 325,0 | 17 400,0 | 17 400,0 | 17 400,0 | 17 400,0 | |
[3] | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | 88,0 | 874,2 | 1631,5 | 1977,5 | 1999,8 | 2005,9 | 2085,1 | |
[4] | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | 12 523,8 | 9402,7 | 7176,6 | 5786,6 | 5469,6 | 5191,3 | |
Проектный документ | |||||||||||||||
[1] | 3500,0 | 3500,0 | 3500,0 | 3500,0 | 3500,0 | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | |
[2] | 17 400,0 | 17 400,0 | 17 400,0 | 17 158,0 | 16 815,0 | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | |
[3] | 1958,6 | 1811,4 | 1646,6 | 1444,4 | 1239,2 | 1044,1 | 870,1 | 734,4 | 632,8 | 553,8 | 491,7 | 438,7 | 396,9 | ; | |
[4] | 4785,1 | 4713,8 | 4725,7 | 4751,9 | 4882,8 | 5104,6 | 5223,9 | 5196,3 | 5056,9 | 4652,8 | 4422,8 | 4202,1 | 4008,3 | ||
[1] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1980 г.)
[2] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1984 г.)
[3] - Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок) Талинской площади (1987 г.)
[4] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1992 г.)
Таблица 3.5 Изменение сведений по запасам в процессе развития нефтедобычи Талинской площади Красноленинского месторождения
Проектный документ | Объект | Балансовые запасы, тыс.т. | КИН | Извлекаемые запасы, тыс. т | ||||
Утвержд. в ГКЗ | На балансе ВГФ | Утвержд. в ГКЗ | На балансе ВГФ | Утвержд. в ГКЗ | На балансе ВГФ | |||
Технологическая схема 1980 г. | ЮК2−11 | 0,35 | ||||||
Технологическая схема 1984 г. | ЮК10 | 0,45 | 0,46 | |||||
ЮК11 | 0,45 | 0,45 | ||||||
Итого: | 0,45 | 0,48 | ||||||
Дополнение к технологической схеме, 1987г* | ЮК10 | 0,45 | 0,45 | |||||
ЮК11 | 0,45 | 0,45 | ||||||
Итого: | 0,45 | 0,45 | ||||||
Технологическая схема 1992 г. | ЮК10 | 0,25 | 0,45 | |||||
ЮК11 | 0,26 | 0,45 | ||||||
Итого: | 0,259 | 0,45 | ||||||
* В технико-экономические расчёты были включены запасы южного участка в категории С1+С2, числящиеся на балансе ВГФ в количестве 93.8 млн.т.
Таблица 3.6 Техника и технология добычи нефти и газа на Талинской площади на территории ЦДНГ № 2
Месторождения (площади) | Год ввода в экспл. | План 2002 г. | Факт 2002 г. | +,; | Балансовые запасы, тыс. т | Началь-ные извлекаем. запасы, тыс. т | Остато-чные запасы тыс. т | Текущий КИН | Проект. КИН, утвержд. в ГКЗ | Накопленная добыча нефти тыс.т. | % отбора от НИЗ | Кратно-сть запасов | Добыча нефти за 2002 г | Закачка воды за 2002 г | Экспл. Фонд | Дающ. Фонд | Нераб. Фонд | % нераб. Фонда | МРП ШГН | МРП ЭЦН | Дебит по жид-ти. т/сут | Дебит по нефти. т/сут | Обв. % | |
Талинская | 1533.2 | 1575.3 | 42.1 | 0.0611 | 0.260 | 95 527.4 | 20.9 | 1575.3 | 12 833.5 | 64.7 | 291.0 | 298.0 | 63.9 | 5.7 | 91.2 | |||||||||
Ем-Еговская | 1351.0 | 1486.6 | 135.6 | 0.0197 | 0.346 | 14 838.1 | 5.4 | 1486.6 | 4312.0 | 31.7 | 215.0 | 239.0 | 18.6 | 8.2 | 56.3 | |||||||||
Каменная | 81.0 | 68.1 | — 12.9 | 0.0017 | 0.284 | 1137.1 | 0.46 | 68.1 | 44.1 | 322.0 | 0.0 | 3.5 | 1.9 | 46.9 | ||||||||||
ОАО «ТНК-Нягань» | 2965.2 | 3130.0 | 164.8 | 0.036 | 0.287 | 111 502.5 | 11.7 | 3130.0 | 17 145.5 | 56.2 |