Методы контроля за разработкой Талинского месторождения

Методы контроля за разработкой Талинского месторождения

Методы контроля за разработкой Талинского месторождения

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 предполагаемыми 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 - 4С. Максимальная температура летом достигает до +35С 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 1998 года 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 зафиксировано 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 с 19 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 1.07.2001 года), количество скважин оборудованных ШСНУ и ЭЦН увеличилось соответственно в 6 и 3,2 раза.

Объемная обводненность достигла 57,27%. Пластовое давление снизилось до 20,01 Мпа на внешнем контуре, на 19,9% от начального (25,0 Мпа).

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

год - 8,5%; 2009 год - 15,3%;        

год - 15%;  2010 год - 6,8%.

Темпы отбора жидкости:

год -2,3%; 

год - 4,7%;

год - 5,2%;

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

.1 Геологическая характеристика Талинского месторождения

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 №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 (№1) дала промышленный приток нефти - 94 м³/сутки на 6 мм. Штуцере. Приток получен из отложений тюменской свиты.

2.2 Стратиграфия

В геологическом строении Красноленинского НГР участвуют различные комплексы пород от до кембрийских до современных включительно. Максимальный разрез вскрыт на глубину 3934 м. (скважина №700).

Осадочный чехол сложен породами от четвертичного до нижнеюрского возраста включительно.

Самые молодые - четвертичные отложения залегают на разных горизонтах палеогена. Отложения палеогеновой системы на территории Талинской площади отсутствуют. Четвертичные отложения представлены песками с прослоями песчаных глин. Встречаются мощные слои торфа, линзы валунных галечников.

В составе залегающих отложений палеогена выделяются сверху вниз журавская, новомихайловская, атлымская, тавдинская, люлинворская и талицкая свиты.

Журавская свита сложена зеленовато-серыми глинистыми алевролитами с прослоями песков и алевролитов. Мощность 10-30 м.

Новомихайловская свита представлена чередованием серых и бурых глин, алевролитов, песков, прослоев углей. В средней части свиты в интервале глубин 60-80 м. от поверхности более частые пропластки песков. Мощность 50-70 м.

Атлымская свита сложена аллювиально-озерными песками в чередовании с пластами и прослоями зеленых и бурых глин. В нижней части свиты мощность отдельных пластов песка достигает 10 м. Пески, как правило, мелко и среднезернистые. Мощность свиты 60-80 м.

Тавдинская свита представлена толщей голубовато-зеленых пластичных глин с редкими тонкими линзами алевролитов. Мощность 120-160 м.

Люлинворская свита начинается пачкой тонкослоистых диатомовых глин. Далее вниз по разрезу они чередуются с диатомитами и прослоями светло-серых опоковидных глин. Низы свиты сложены опоковидными глинами и светлосерыми опоками. В подошве свиты часто залегает пачка кварцево-глауконитовых песчаников. Диатолитовые глины и диатолиты зеленовато-серые, светло-серые, белые обычно с раковистым изломом, активно впитывают воду. В глинах встречаются ходы червей, желваки маркозита. Мощность свиты 200-250 м.

Талицкая свита начинается чередованием темно-серых тонкоотлученных опоковидных глин с прослойками алевролитов, песчаников и алевролитовых глин. Вниз по разрезу они меняются темно-серыми до черных массивами, часто алевристыми глинами с гнездами и линзами песчано-алевролитовоно материала. Мощность свиты 150-180 м. Отложениями талицкой свиты заканчмвается разрез кайнозойской группы.

В составе осадков мезозойской группы сверху вниз выделяются ганькинская, березовская, кузнецовская, уватская, ханты-мансийская, викуловская, кошайская, фроловская, баженовская, абалакская, и тюменская свиты.

Ганькинская свита представлена толщей зеленовато-серых известковистых, пластинчатых, иногда листоватых глин и прослоями мергелей и реже алевролитов. Мощность 50-75 м.

Березовская свита начинается зеленовато-серыми опоковидными глинами в чередовании с голубовато-серыми прослоями опок, переходящими вниз по разрезу в серые и тёмно-серые, иногда алевритистые глины с более частыми прослоями опок. В восточной части площади в разрезе свиты появляются прослои алевритов. В низах свиты в разрезе появляются тёмно-серые аргиллиты. Мощность свиты 180-240 м.

Кузнецовская свита сложена серыми, тёмно-серыми глинами и единичными прослойками алевролитов. Мощность 30-50 м.

Уватская свита представляет собой мощную алевролито-песчаную толщу сеноманского яруса верхнего мела, сложенную светло-серыми и серыми алевритами с прослоями песков и песчаников. В разрезе свиты в нижней части встречаются редкие пропластки глин. Мощность 225-250 метров.

Ханты-Мансийская свита начинается чередованием серых глин, алевролитов, песков и редких пропластков песчаников. Глины со значительным содержанием углистого детрита. Ниже по разрезу залегает пачка мощностью 40 м песков, алевролитов с пропластками глин. Нижняя часть свиты представлена мощной пачкой тёмно-серых аргиллитов с тонкими прослоями известняков и алевролитов. Мощность свиты 240-260 метров.

Викуловская свита состоит из светло-серых и серых мелкозернистых песков, алевритов и глинистых песчаников с редкими прослоями глин. Песчаники и алевролиты линзовидно переходят друг в друга и предают коллектору пластово-массивное строение. Глины содержат много алевролита с прослоями известняков. Мощность 125-160 метров.

Кашайская свита представлена пачкой тёмно-серых аргиллитов с редкими тонкими прослоями глинистых известняков и алевролитов. Мощность 40-50 метров.

Фроловская свита представляет собой мощную толщу тёмно-серых аргиллитов с редкими прослоями глинистых известняков. В юго-восточной части района в верхней части свиты аргиллитоподобные глины содержат многочисленные линзы и гнёзда мелкозернистых песчаников, обуславливающих линзовидно-гнездовую текстуру глинистых пород. В низах свиты здесь наблюдаются прослои мелкозернистых песчаников. Мощность свиты 530-625 м.

Баженовская свита представлена тёмно-серыми и чёрными аргиллитами. Аргиллиты битуминозные плитчатые или листовато-горизонтальной слоистости, реже массивные, содержат иногда известковисто-кремнистые прослойки. Содержат рыбный детрит. Мощность свиты 25-30 м.

Абалакская свита в верхней части сложена тёмно-серыми аргиллитами с многочисленными понкрециями железисто-марганцево-кальциевого состава. В нижней части свиты аргиллиты с обилием обломков белемнитов, а также прослоями алевритов. Мощность свиты 20-35 м.

Тюменская свита подразделяется на три условные пачки, значительно отличающиеся по составу слагающих пород, условиям их образования и характеру распределения коллекторов по площади и разрезу. Верхняя пачка представляет собой чередование аргиллитов, алевролитов с прослоями и линзами песчаников, реже гравелитов, конгломератов, углей и известняков.

Средняя пачка сложена преимущественно аргиллитами, глинами с прослоями и линзами алевролитов, песчаников и гравелитов. Среди аргиллитов частые прослои и линзы углей, углистого детрита и включений сидерита. Песчаники мелкозернистые, плотные. Средняя пачка, как объект, не имеющий самостоятельного значения, объединён с нижней пачкой.

Нижняя пачка представлена преимущественно крупно-, среднезернистыми, реже мелкозернистыми крепкими песчаниками кварцевого, а иногда полимиктового состава с прослоями и линзами гравелитов, конгломератов и аргиллитов. С этой пачкой и связан основной эксплуатационный объект - нефтеносный горизонт ЮК _10-11.

Мощность свиты 180-330 м.

Отложения Тюменской свиты залегают на размытой поверхности фундамента. В строении фундамента принимают участие триасоыве, полеозойские и докембрийские породы.

Фундамент в верхней части представлен корой выветривания, состоящей из метаморфизованных аргиллитов, песчаников и туфогенных пород.

Время начала формирования коры выветривания принимается пермь-триасовый. Породы коры выветривания представляют определённый интерес как коллекторы нефти и газа.

Нижележащие палеозойские образования представлены менее метаморфизованными или неметаморфизованными породами: хлористо-сирицитовые сланцы, кварцитовые песчаники, туфопесчаники, зеленокаменно-изменённые базальты, осадочно-вулканогенные и другие образования.

Дакамбрийские образования представлены биотитовыми, хлорито-серицитовыми, глинисто-серицитовыми, кварцево-графитовыми сланцами и амфиболитами.

В строении фундамента исследуемого района принимают участие породы докембрийского, палеозойского и триасового возраста. Они составляют несколько формационных комплексов, соответствующих определенному тектоно-магматическому этапу.

Нижний этаж фундамента представлен комплексом пород докембрийского образования, которые вскрыты скважинами на Каменной, Пальяновской, Ем-Еговской и Восточно-Талинской площадях. Представлены они биотитовыми, хлористо-серицитовыми сланцами и амфиболитами. Они сопоставляются с аналогичными породами докембрийского возраста Урала и Березовского района.

Второй структурный этаж представлен слабо метаморфизированными и неметаморфизированными породами палеозойского возраста. Разрез сложен различными сланцами, кварцитовыми песчаниками, туфо-песчаниками, земнокаменными измененными базальтами, осадочно-вулканогенными и другими образованьями. Они установлены на всех площадях Красноленинского месторождения. Толща пород складчатого основания прорвана многочисленными интрузиями преимущественно кислого, меньше основного и среднего состава. Возраст их, определенный по методу сравнительной дисперсии Б.С. Погореловым, средне-верхнепалеозойский.

Древние породы коры выветривания развиты по докембрийским палеозойским отложениям. Минералогический и химический состав пород коры выветривания принимается пермско-нижнетриасовым. Границу между корой выветривания и неизменными или слабоизмененными породами фундамента проводят по резкому увеличению кривых кажущегося сопротивления на каротажных диаграммах.

2.3 Тектоника

Западно-Сибирская плита, возникшая в послепротерозойское время, относится к молодым и характеризуется трехъярусным строением - фундамент, промежуточный этаж и чехол.

Нижний этаж сформировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной платформы. Отложения этого возраста составляют её складчатый фундамент.

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинами, существовавшей в пермь-триасовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно.

Верхний мезо-койнозойский, структурно-тектонический этаж - типично платформенный, формировавшийся в условиях длительного, устойчивого прогибания фундамента, характеризующийся слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород. Отложения мезо-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других.

В тектоническом отношении Талинская площадь Красноленинского месторождения приурочена к Талинскому Залу, расположенному на западном склоне Красноленинского свода.

Красноленинский свод в морфологическом отношении представляет собой слабо вытянутую структуру северо-западного простирания с размерами 165 х 115 км. Свод в современном структурном плане представляет собой тектонический элемент с региональным падением слоёв в восточном направлении, в сторону Ханты-Мансийской впадины. С севера отделён от сопредельных положительных структур того же ранга Елизаровским негапрогибом, а с запада и северо-запада граничит с Шеркалинской моноклиналью. Мутомская котловина ограничивает Красноленинский свод с запада. С юга, посредством Поттымской горловины, происходит его сочленение с Шаимским меговалом. В границах собственно Красноленинского свода выделяется ряд структур второго порядка: Ендырское, Потымецкое, Средненазимское куполовидные поднятия. Первые два разделяются Кальмановским прогибом.

По данным предварительной разведки в пределах исследуемой площади было выявлено Талинское поднятие, которое представляло собой антиклинальную складку, вытянутую в северо-западном направлении, где в 1976 г. поисковой скважиной №1 была установлена промышленная нефтеносность отложений Тюменской свиты.

В дальнейшем результаты глубокого бурения и детальные сейсморазведочные работы уточнили строение Талинского поднятия.

В пределах исследуемой площади по кровле доюрского основания на месте Талинского поднятия вырисовываются две антиклинальные складки: Талинская и Северо-Талинская, разделённые достаточно глубоким прогибом (амплитуда 75-100 м), вытянутом в северо-восточном направлении по линии скважин 109, 91, 102, 105, 121.

На ранних этапах развития Талинского вала в его северной части существовал неглубокий прогиб, отделяющий Северо-Талинское поднятие от Талинского. В более позднее время этот прогиб трансформировался в седловину, а затем совсем исчез.

В северо-западном направлении на протяжении всей истории развития Талинский вал постепенно раскрывается и переходит в моноклиналь.

С целью выявления условий залегания продуктивных отложений история развития Талинской площади изучалась по полеоструктурным картам подошвы осадочного чехла, составленным Ю.Н. Фёдоровым, время накопления осадков щеркалинской пачки, тюменской, баженовской, фроловской, уватской и талицкой свит, а также по структурным профилям.

К началу накопления нижнеюрских осадков в пределах Талинской площади, сформировался глубокий прогиб северо-восточного простирания, между двумя моноклинальными склонами пород доюрского основания. К концу накопления осадков Шеркалинской пачки палеорельеф в целом сохраняет очертания доюрского времени. Породы шеркалинской пачки накапливаются в наиболее погружённых участках, постепенно выклиниваясь в направлении моноклиналей.

К концу накопления фроловской свиты палеорельеф значительно усложнился, хотя в целом сохраняются очертания предшествующих палеопланов. В пределах северо-западной моноклинали в районе скважин 4 и 87 вырисовываются небольшие локальные поднятия. В пределах западного склона восточной моноклинали наблюдается заливообразный изгиб изопахит, разъединяющий структурные носы в районе скважин 104 и 513.

К концу сеноманского века (уватская свита) палеорельеф предшествующего периода заметных изменений не претерпел. По прежнему сохраняет свои очертания прогиб, разделяющий юго-восточную и северо-западную моноклинали. При этом восточный борт, как и в предшествующие этапы, заметно круче западного. Резче обозначились поднятия в районе скважин 87 и 4.

К концу накопления талицкой свиты (палеоцен) в палеорельефе Талинской площади на месте структурного носа в районе скв. 104 появляется небольшое замкнутое поднятие с простиранием, близким к меридиональному. В районе скважины 4 северо-восточное простирание локальног поднятия сменилось на северо-западное. По прежнему сохраняет свои очертания прогиб по линии скважин 89. 107. 98. 61. 87 и соответственно).

Талинская антиклинальная складка по замыкающей изогипсе 2520 метров имеет размеры 10 х 4 км, амплитуду 50 м. Амплитуда складки относительно днища прогиба между Талинской и Северо-Талинской структурами составляет 120-170 м. Складка вытянута в северо-восточном направлении и осложнена двумя вершинами, расположенными в районе скв. 104 и 3. При этом более высокое гипсометрическое положение занимает вершина в районе скв. 3. Углы наклона крыльев складки составляют 3 С 15’ до 4’ - северо-западное и 50’ до 2 С 30’ - юго-восточное.

Таким образом, уже в раннем акте в пределах Талинской площади наметились черты современного структурного плана по подошве осадочного чехла, окончательное формирование завершилось в неоген-четвертичное время, когда Красноленинский свод испытал наклон в юго-восточном направлении. Вследствие этого. резче обозначилось Талинское поднятие, а Северо-Талинское поднятие раскрылось в северном и северо-западном направлениях в моноклиналь, осложнённую в южной части небольшим куполом в районе скв. 4

К настоящему времени о геологическом строении исследований накоплен немалый материал.

Красноленинский свод в морфологическом отношении представляет собой слабо вытянутую структуру северо-западного простирания с размерами длинной и короткой осей 165 х 115 км. Амплитуда его по отражающему горизонту «Б» (верхняя юра) составляет относительно днища Мутойской котловины 100-150 м., а относительно восточного моноклинального склона 300-350 м. В современном структурном плане свод представляет собой тектонический элемент с региональным падением слоев в восточном направлении. Свод расположен на юго-западе Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, отделяясь от сопредельных положительных структур с востока - Елизаровским прогибом, с запада - Мутойской котловиной. На юге через Поттымскую седловину Красноленинский свод сочленяется с Шаимским мегавалом.

Красноленинское месторождение включает в себя ряд площадей, приуроченных к одноименным поднятиям: Талинскую, Южно-Талинскую, Ем-Еговскую, Пальяновскую, Елизаровскую и др. Талинская площадь в тектоническом отношении приурочена к одноименному Талинскому валу, расположенному на западном склоне Красноленинского свода. Талинский вал осложнен собственно Талинской, Северо-Талинской и Южно-Талинкой структурами. Талинская и Южно-Талинская складки по кровле доюрского основания разделяются глубоким прогибом субширотного простирания по линии скважин 132, 503, 511, 516, 126, 520, 19. Амплитуда прогиба составляет 100-140 м. Бурением скважин 437, 450, 39, 40 подтверждается сочленение указанного субширотного прогиба в восточном направлении с Кальмановским прогибом (Восточно-Талинская площадь). На дату подсчета отложения шеркалинского горизонта в Кальмановском прогибе вскрыты 16 разведочными скважинами. Поисково-разведочное бурение на площади Кальмановского прогиба начато в 1976 году заложением скважин 43 и 45 Правдинской нефтегазоразведочной экспедицией ПО «Ханты-Мансийскнефтегазгеология», а с 1979 года проводились Красноленинской нефтегазоразведочной экспедицией того же объединения. Всего на площади Кальмановского прогиба пробурено 39 разведочных скважин. Конфигурация контура имеет сложный заливообразный характер. Наиболее погруженными являются осевые зоны прогиба. Здесь отмечаются повышенные значения эффективных толщ ин.

Структурные планы продуктивных пластов ЮК10 и ЮК11 в целом сохраняют очертания кровли доюрского основания. Это объясняется тем, что отложения пластов ЮК10 и ЮК11 накапливались в прогибах фундамента, которые на протяжении всей истории развития площади разделяли Северо-Талинское и Талинское, Талинское и Южно-Талинское, Южно-Талинское и Валентиновское локальные поднятия.

Принципиальные новые и важные данные получены о строении структуры пласта ЮК11 в северо-западной части Южно-Талинской площади. Здесь в результате бурения разведочных скв. 182,183 и целого ряда эксплуатационных скважин выявлен обширный прогиб кровли пласта, существование которого не предполагалось при подсчете запасов 1985 г.

Разбуривание залежи пласта Юк10 эксплуатационными скважинами показало, что его отложения слагают сложный, не подчиняющийся каким-либо видимым закономерностям разрез. Песчано-гравелитовые пропластки пласта ЮК10 невыдержанны как по площади, так и по разрезу. Максимальная изменчивость и невыдержанность коллекторов наблюдается в центральной части Талинской площади, в районе расположения разведочных скважин 115-140.

Зона сокращения эффективных толщин пласта выявлена к западу от разведочной свкажины 190/107. Эта зона приурочена к приподнятому блоку доюрского основания, продолжившего восходящее движения во время отложения осадков пласта ЮК10, что привело к сокращению толщин песчано-гравелитовых осадков вплоть до полного их выклинивания в скважинах 3617, 3656,3698.

Основные, принципиальные черты геологического строения района в целом и пластов шеркалинской пачки в частности в процессе разбуривания залежей подтвердились с некоторыми уточнениями.

2.4 Нефтегазоносность

Исследуемая площадь находится в пределах Красноленинского нефтегазоносного района Фроловской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Промышленная нефтеностность Красноленинского района связана с отложениями викуловской и тюменской свит. Залежи нефти в отложениях тюменской свиты выявлены в пределах Талинской, Южно-Талинской, Ем-Еговской, Пальяновской, Сосново-Мысской, Каменной, Елизаровской и др. площадей.

Результаты опробования, с учетом детальной корреляции разрезов скважин показали, что в разрезе тюменской свиты выделяется пять нефтенасыщенных объектов, приуроченных к пластам ЮК-2-3, ЮК-4-5, ЮК-7-8, ЮК-9, ЮК-10.

Залежи нефти в пластах ЮК-2-3, ЮК-4-5, ЮК-7-8, ЮК-9 связаны, как правило, с литологически экранированными линзами песчаников и алевролитов. Разведка их продолжается. Базисным объектом разведки на Восточно-Талинской площади является пласт ЮК-10 (шеркалинский горизонт).

При трассировании границ выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта наряду с результатами опробывания скважин и результатами ГИС учитывались данные сейсморазведки по отражающему горизонту Т2, который увязывается стратиграфически с кровлей шеркалинского горизонта.

Пласт ЮК-10 залегает, в основном, на размытой поверхности доюрского основания и только в районе скважин 603, 423, 76 над пластом ЮК-11, отделяясь от него глинистой пачкой мощностью до 20 м. Площадь подсчета запасов в северо-западной части оконтурена условной границей, установленной ГКЗ СССР. Остальная часть площади оконтурена линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта, которая подтверждена материалами сейсморазведки и данными бурения скважин 36,51,52,422,25,48,446,35,34,445,424, 429,436,404,428.

В пределах Восточно-Талинской площади пласт ЮК-10 вскрыт в 16 разведочных скважинах. Приток нефти получен в 12 скважинах, приток воды получен в скважинах 39,444,423, а в скважине 433 при испытаниях получены притоки фильтрата с нефтью. В скважинах 96,410,415 при испытаниях приток не получен.

В скважинах 43,45,433,444 пласт ЮК-10 испытан совместно с пластами тюменской свиты и породами палеозоя. В остальных скважинах ЮК-10 испытан раздельно.

На основании сопоставления данных испытания скважин, геофизических материалов, карты кровли пласта ЮК-10, на исследуемой площади можно выделить пять самостоятельных залежей нефти (1,2,3,4,5).

Залежь 1 расположена в северо-западной части площади. С севера-запада и юго-востока залежь ограничена линией ВНК, с юго-запада и северо-востока - зонами выклинивания коллекторов пласта ЮК-10.

Залежь вскрыта скважиной 40. В результате испытаний в интервале глубин 2651-2662 м. (абс. отм. - 2605,7-2616,7 м) получен приток нефти 5,3 м³/сут. на штуцере 4 мм. Западнее, в скв. 39, получен при испытаниях приток воды. На основании сопоставления результатов, а также интервалов испытания а скв. 39 и 40 абсолютная отметка ВНК принята по нижней дыре перфорации в скв. 40 и составляет - 2616,7 м.

Залежь2 расположена в центральной части исследуемой площади. С северо-запада, востока и юга залежь ограничена линией ВНК, с запада и северо-запада - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта. Залежь вскрыта скважинами 433,431,400 и 408. Испытание скв. 433 проводилось с применением испытателя пластов в интервале глубин 2665-2750 м (абс. отм. - 2624,8-2711,8 м). В результате испытания получен приток фильтрата объемом 18,2 м³ при ^р. 11,7 МПа с нефтью. В скв. 431 получен приток нефти. Дебит составил 6,5 м³/сут. при Нд=1363 м из интервала глубин 2622,7-2633,7 м. (абс. отм. -2622,7-2633,7 м). В скважине 408 получен приток 2,7 м³/сут при Нд=803 м. (абс. отм. 2643,9-2648,9 м), а из интервала глубин 2693-2696 м приток воды - 7,4 м³/сут. Подошва продуктивного коллектора в скв. 408 отбита на отметке -2654 м.

На основании сопоставления результатов испытаний этих скважин и геофизических материалов ВНК во второй залежи принят по отметке подошвы последнего нефтенасыщенного коллектора и составляет -2654 м.

Залежь 3 расположена в северо-восточной части исследуемой площади. С юга и юго-востока залежь ограничена линией ВНК, на северо-западе, севере, северо-востоке - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта. Залежь вскрыта скв. 76,43,45,410,96. В скв. 43 и 45 пласт ЮК-10 испытан совместно с коллекторами тюменской свиты и отложениями палеозоя. Минимальная отметка кровли воды в скважинах 76 и 444 по геофизическим данным составляет -2664 м, что совпадает с отметкой нижней дыры перфорации в скв. 76.

Абсолютная отметка ВНК принята по отметке дыр перфорации скв. 76 из интервала, давшего при испытаниях приток безводной нефти и составляет -2664 м.

Залежь 4 с севера и запада ограничена линией ВНК, с востока и юга - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта. Залежь вскрыта скважинами 448 и 407, где пласт ЮК-10 испытан раздельно. Нижняя дыра перфорации скв. 407 совпадает с отметкой продуктивного коллектора -2682 м. Абсолютная отметка ВНК принята по максимальной отметке дыр перфорации в скв. 407 и составляет -2682 м.

Залежь 5 расположена в южной части исследуемой площади. С севера она оконтурена линией ВНК, с запада и востока - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта, с юга - условной линией проведенной на 1 км южнее скв. 603, в которой пласт испытан раздельно. Абсолютная отметка ВНК приняты по абсолютной отметке нижней дыры перфорации указанного интервала и составляет -2587 м.

Наличие водоносных зон подтверждено испытаниями скважин 39,444, 423.

К востоку от условной линии подсчета в районе скважин 437,450 на площади подсчета в Кальмановской зоне прослеживается часть основной залежи Талинской площади, запасы которой по категории С1 были подсчитаны институтом Укргпрониинефть в 1989 году. Контур залежи ограничен отметкой ВНК - 2608 м, которая является подошвой последнего продуктивного коллектора скв. 126 (Талинская площадь, основная залежь). Этот участок залежи Талинской площади ограничен отметкой ВНК - 2608 м, которая является подошвой последнего продуктивного коллектора скв. 126. Этот участок залежи Талинской площади скважинами в пределах Кальмановского прогиба не вскрыт, его площадь подсчитана по категории С2.

2.5 Гидрогеология

По геолого-геофизическим и гидрогеологическим данным в разрезе мезо-кайнозойских отложений Красноленинского нефтегазоносного района уверенно выделяются следующие водоносные комплексы, изолированные друг от друга непроницаемыми водоупорами:

. Толща континентальных песчано-глинистых отложений олигоцен-четвертичного возраста толщиной 150-250 м, которая содержит грунтовые и напорные пресные воды свободного водообмена. Этот комплекс имеет практический интерес как источник хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения. От нижележащих водоносных пород нижнего гидрогеологического этажа (зоны весьма затрудненного водообмена) определен мощной толщей (до 800 м) глин турон-олигоценового возраста.

. Комплекс сеноманальбских преимущественно алеврито-песчаных отложений (уватская свита и верхнехантымансийская подсвита) толщиной около 400 м содержит переливающиеся воды с минерализацией (по единичному анализу 9,3 г/м.). Величина притока воды при динамическом уровне сотни метров составляет десятки м³/сут. В составе воды содержание йода определено 7,6 мг/л, брома - 23,9 мг/л, от нижележащих водосодержащих пород они отделены толщей глин нижнехантымансийской подсвиты мощностью порядка 150 м.

. Комплекс песчано-алевритовых пород с прослоями глин верхневикуловской подсвиты. Общая толщина комплекса порядка 150 м. Водоносность комплекса недостаточна изучена. С учетом имеющихся данных по Красноленинскому своду комплекс содержит не переливающиеся напорные воды, величина притока в скважину которых составляет чаще единицы м³/сут, а в отдельных скважинах достигает величин 50-100 м³/сут при динамическом уровне первые сотни метры. Величина минерализации вод описываемого комплекса 10-15 г./л, в воде содержится до 13-15 мг/л йода, 35-50 мг/л брома. Комплекс подстилается мощной аргиллито-глинистой толщей (до 650 м) кошайской, фроловской, тутлеймской и абалакской свит келловей-аптского возраста.

. Комплекс песчано-глинистых отложений нижнесреднеюрского возраста (тюменская свита), включающий выветрелую зону докембрийского фундамента. Толщина тюменской свиты колеблется в пределах Восточно-Талинской площади колеблется от 0 до 330 м, толщина выветрелой зоны достигает 65 м. Описываемый комплекс в районе Красноленинского свода характеризуется сложным строением и значительной изменчивостью коллекторских свойств отложений по разрезу и площади. При существующем качестве изученности достаточно затруднительно установить закономерности изменения параметров по всем показателям - зональности химического состава вод, величине притока флюида в скважину, степени гидравлической взаимосвязанности пластов и отдельных участков.

Притоки пластовых вод в процессе опробования скважин, в пределах Восточно-Талинской площади, получены из отложений тюменской и викуловской свит. Практически все пробы получены при опробовании объектов в колонне после вскрытия их перфорацией. Методика исследований была следующей:

. Замеры пластовых давлений и температур в водоносных объектах.

. Замер удельного веса и дебитов воды в скважинах.

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 100 м. 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:

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%.

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

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.

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

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 15,1 м. 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:

. 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.

. Продуктивные пласты ЮК10 и ЮК11 сложены преимущественно тонкими (до 2 м) 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.

. 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 (780-825 кг/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

.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 1992 г.) 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 2 м (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).

Таким образом, можно сказать, что рядная система разработки, принятая на Талинском месторождении в более ранних проектных документах не учитывала особенностей геологического строения залежей. Соответственно переход на очагово-избирательную систему воздействия можно считать актуальной правильной.

Основные показатели разработки месторождения в пределах Талинской площади за всю историю эксплуатации приведены на рис.

Рис. 3.1. Красноленинское месторождение. Талинская площадь. Графики разработки

Достаточно продолжительный период разработки месторождения можно условно разделить на 4 стадии, характеризующиеся различными темпами выработки запасов нефти.

На рис приведена динамика основных показателей эксплуатации месторождения с выделением стадий разработки месторождения.

Красноленинское месторождение. Талинская площадь

Динамика основных показателей с выделением стадий разработки

Основные показатели, распределенные по стадиям освоения месторождения, приведены в таблице

Красноленинское месторождение. Талинская площадь.

Основные показатели в различные стадии освоения месторождения

Первая стадия разработки месторождения (период 1983-1989 гг.) характеризуется интенсивным бурением и ростом добычи нефти (см. рис. 3.4).

К концу первого этапа в эксплуатации находились 1276 добывающих скважин, было отобрано 26630 тыс. т нефти, при этом отбор нефти от числящихся на балансе РГФ извлекаемых запасов нефти достиг 5,9%, обводненность продукции - 36,9%. Годовая добыча нефти к концу периода составила 10442 тыс. т при темпе отбора от НИЗ - 2,3%.

Вторая стадия разработки месторождения (период 1990-1996 гг.) характеризуется максимальными объемами нефтедобычи. Как и ранее, основным мероприятием по извлечению нефти являлось бурение новых скважин. К концу периода действующий фонд добывающих скважин составил 2049.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1999 году в объеме 13334 тыс. т, при отборе от НИЗ - 8,9%, темпе отбора от НИЗ - 3,0%, обводненности продукции - 55,9%.

За период второго этапа было отобрано 25672 тыс. т нефти, или 5,7% от НИЗ, числящихся на балансе РГФ. В целом накопленный отбор нефти из продуктивных пластов месторождения на 1.01.91 г. составил 52302 тыс. т, или 11,6% от НИЗ, числящихся на балансе РГФ, обводненность продукции составила 72,7%. Темпы отбора от НИЗ в это время были максимальными и на конец этапа по месторождению достигли 2,7%.

На третьей стадии (период 1997-2003 гг.) разработка месторождения вступила в фазу интенсивного снижения добычи нефти, связанному с прогрессирующим обводнением добываемой продукции При этом в течение всего времени темпы разбуривания оставались высокими, однако, в связи с остановкой значительного числа (70%) добывающих скважин к концу периода в эксплуатации на нефть находилось 1265 скважин. К завершению рассматриваемого периода возможности буровых работ, как средства стабилизации добычи нефти, практически исчерпались. Объемы эксплуатационного бурения к 2006 году по сравнению с 2004 годом снизились существенно (с 2044 тыс. м/год до 53 тыс. м/год), что составило 2,6% от максимального уровня). Снижение эффективности бурения скважин связано, как с интенсивным обводнением высокопродуктивных пластов, так и с несовершенством применяемых технологий и материалов при разобщении нефте- и водоносных интервалов.

Всего за анализируемый период 1997-2003 гг. отобрано 33252 тыс. т нефти, или 7,4% НИЗ, числящихся на балансе РГФ. В целом накопленный отбор нефти из продуктивных пластов месторождения на 1.01.10 г. составил 85554 тыс. т, или 19% от НИЗ, числящихся на балансе РГФ, обводненность продукции составила 93,3%. К концу третьего этапа разработки темпы отбора от НИЗ снизились до 0,5%.

Начиная с 2004 года, месторождение вступило в четвертую стадию разработки месторождения, характеризующуюся стабилизацией темпов падения добычи нефти и обводненности продукции скважин. Объемы добычи нефти продолжают снижаться, вплоть до 2001 года, когда наблюдался минимальный уровень добычи нефти - 1442 тыс. т. В последующих, 2002-2003 годах, эту тенденцию удалось преодолеть - добыча нефти по сравнению с предыдущим годом выросла на 9.1-11.4%.

За период 2004-2010 гг. в целом по Талинской площади добыто 11728 тыс. т нефти, что составило 2,6% от НИЗ, числящихся на балансе РГФ на 1.01.2003 г. В целом накопленный отбор нефти из продуктивных пластов месторождения в пределах Талинского лицензионного участка за историю разработки составил 97282 тыс. т, или 21,6 от НИЗ. В настоящее время темп отбора от НИЗ составляет 0,4%.

.2 Фактическое состояние разработки

Талинское месторождение Западной Сибири является уникальным по сложности промылово-геологических характеристик. Оно не имеет аналогов среди месторождений СНГ и даже мира, поэтому имеющийся огромный опыт разработки месторождений практически не может быть здесь использован без учета специфики данного месторождения. На Талинском месторождении приходится накапливать собственный опыт, который выявляет все более сложные геолого-физические характеристики и указывает на необходимость постепенного поиска нестандартных методов разработки.

Особенность освоения данного месторождения заключается в том, что, на первый взгляд, его продуктивные пласты ЮК10 и ЮК11 обладают благоприятными свойствами: весьма низкая вязкость пластовой нефти (в среднем 0,4 Мпа*с), высокое газосодержание (180-220 м³/м3), удовлетворительный средний коэффициент нефтенасыщенности (около 0,7-0,8), небольшие размеры водонефтяной зоны, доступная глубина залегания продуктивных пластов (около 2700 м), невысокая, но удовлетворительная при столь низкой вязкости нефти средняя проницаемость пластов (на разных участках залежей она колеблется в пределах 0,09-0,290 мкм2), мономинеральный (кварцевый) состав пород-коллекторов, достаточные средние суммарные толщины нефтенасыщенных слоев (по пластам ЮК10 и ЮК11 - соответственно 9,9 и 9,5 м).

Позже было установлено, что наряду с положительными действуют неблагоприятные. К ним относятся неоднородность пластов, выражающаяся в большой расчлененности по толщине, значительном различии проницаемости и толщины прослоев, их прерывистости, изменчивости проницаемости по толщине и простиранию пластов. Характер залегания коллекторов столь сложен, что продолжительное время детальная корреляция продуктивных пластов представлялась невозможной.

При составлении в 2008 году технологической схемы разработки пластов ЮК10 и ЮК11 как самостоятельных эксплуатационных объектов детали их строения еще не были известны. В то же время указанные на первый взгляд благоприятные факторы были определены с достаточной надежностью. В связи с этим предусматривалось, что при разрезании каждой залежи на блоке шириной 2 км и трехрядном размещении на каждом объекте добывающих скважин с расстоянием между ними в рядах 400 м конечный коэффициент нефтеизвлечения составит 43,6%.

Однако фактические показатели разработки не подтвердили проектные. Несмотря на значительное перевыполнение проектных годовых показателей по закачке воды и разбуриванию объектов добыча нефти из них оказалось ниже проектной вследствие быстрого обводнения добывающих скважин. В технологической схеме 1990 г. динамика годовых показателей разработки была вынужденно изменена и проектный коэффициент был снижен до 24,4-26,8%.

В последние годы наряду с изучением общих тенденций по месторождению в целом на примере одного из разрабатываемых блоков проведены более обстоятельные исследования по выявлению особенностей геологического строения и разработки эксплуатационных объектов. Важным их этапом явилась детальная корреляция рассматриваемых сложнопостроенных продуктивных пластов. Были найдены методические приемы корреляции, что позволило представить более адекватные геологические модели объектов. Благодаря этому появилась возможность более надежного определения протекающих в них процессов. При этом установлено, что условия разработки Талинского месторождения крайне сложны - выявлено несколько причин, затрудняющих разработку, при чем выяснилось, что некоторые геолого-физические факторы, определяемые первоначально как благоприятные в условиях высокой неоднородности действуют отрицательно.

Одной их важнейших причин, осложняющих процесс заводнения пластов, является очень сложная пространственная изменчивость залегания пород-коллекторов. Исследование данного фактора стала возможным благодаря созданию на каждом эксплуатационном объекте своей системы добывающих и нагнетательных скважин с расстоянием между ними в рядах 400 метров и вскрытию при бурении во всех скважинах обоих пластов. Это обеспечило возможность изучения пластов скважинами с расстоянием между ними 200 метров.

Быстрое обводнение добывающих скважин усиливается межпластовыми перетоками преимущественно из обводненных прослоев в нефтяные. Перетоки воды закрывают выход нефти в добывающие скважины.

Разработка Талинского месторождения требует огромной работы по установлению оптимальных режимов эксплуатации скважин с ограничением дебитов нефти в безводный период. В подобных условиях может рассматриваться вопрос об увеличении пластового давления выше первоначального, но при строгом системном выполнения этого мероприятия.

Принятие удовлетворительных с точки зрения точности инженерных решений по обоснованию оптимальных режимов эксплуатации возможно лишь при обеспечении контроля за эксплуатацией каждой добывающей и нагнетательной скважиной. На Талинском месторождении при современных технических возможностях контроль с удовлетворительной точностью (дебита жидкости и нефти, закачкой воды) осуществляется лишь по совокупностям скважин, которые можно рассматривать как укрупненные скважины. Соответственно мероприятиям по регулированию эксплуатации каждой скважины ограничены. Отрицательные последствия этого очень велики, поскольку неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой значительнее, чем могло быть влияет на разработку. Это связано с тем, что негативное действие послойной неоднородности пластов по проницаемости в скважине усиливается влиянием зональной неоднородности по продуктивности между скважинами.

В условиях высокой послойной и зональной неоднородности нефтяных пластов особенно необходимо индивидуальный контроль и управление по каждой отдельной добывающей скважине.

Целесообразно рассмотреть вопрос о возможности нефтеизвлечения в геолого-физических условиях, подобных залежи пласта ЮК 10 Талинского месторождения, при разработке объекта с использованием природного режима растворенного газа (режима истощения). При теоретической разработке этого вопроса установлено, что наиболее эффективно при режиме истощения снижать пластовое давление не ниже 11,5 МПа. В период его уменьшения до 11,5 МПа нефтяная фаза в пласте остается основной, а газовая - подчиненной, т.е. не происходит опережающего движения выделяющегося из нефти газа. Коэффициент нефтеизвлечения при этом может достигать значения ожидаемого при заводнении и даже несколько превышать его. Однако при разработке объекта без воздействия на пласт максимально возможный коэффициент нефтеизвлечения может быть достигнут лишь при обязательной организации тщательного контроля за эксплуатации каждой скважины. На основе проведенного исследования можно осуществить опытную разработку одного изолированного участка Талинского месторождения без заводнения с выполнением контроля и управления режима эксплуатации каждой добывающей скважины.

Таким образом, Талинское месторождение содержит запасы, которые являются трудноизвлекаемыми. Сложность его разработки обуславливается сочетанием таких факторов, как своеобразное залегание пород-коллекторов, резкое послойное неоднородность пластов по проницаемости, высокие газосодержание и давление насыщения нефти газом.

Литература

нефтяной месторождение пласт контроль

1. «ТНК-Нягань» Отчет о научно-исследовательской работе.

. «СИБНИИНП» Отчет о научно-исследовательской работе. Тех.схема разработки Талинской площади Красноленинского месторождения» Том 1,2 - Тюмень, 1990.

. «СИБНИИНП» Анализ разработки Красноленинского месторождения Талинская площадь. Объекты ЮК10 и ЮК11. - 2000.