Методы контроля за разработкой Талинского месторождения

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.

Показатели	Стадия разработки
	I	II	III	IV
Период	1983-1989	1990-1996	1997-2003	2004-2010
Реализованный добывающий (действ) фонд скважин	1276	2049	1265	893
Текущая добыча нефти  на конец периода, тыс.т	10442	12337	2379	1755
Темп отбора от НИЗ  к концу периода, %	2,3	2,7	0,5	0,4
Добыча нефти за период, тыс.т	26630	25672	33252	11728
Накопленная добыча нефти к концу  периода, тыс.т	26630	52302	85554	97282
Отбор от НИЗ к концу  периода, %	5,9	11,6	19,0	21,6
КИН к концу периода	0,017	0,033	0,055	0,062
Обводненность продукции к концу  периода, %	36,9	72,7	93,3	91,6

 

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%.

Необходимо отметить, что удельная составляющая текущей  добычи нефти основных объектов разработки ЮК₁₀ и ЮК₁₁ сократилась с 99,4% (2003 год – конец третьего периода) до 85,2% (2003 год).

 

Динамика обводнения скважин,  экспуатирующих пласты ЮК10 и ЮК11, характеризуются:

• непродолжительным безводным периодом, который изменяется по  участкам от 200 до 400 суток и за который отбирается от 6 до 22 тыс.т.нефти,
• после  появления воды в продукции скважин – резким  ростом обводненности, который происходит за период от 250 до 730 суток и за который добывается от 3 до 10 тыс.тонн нефти,
• на последней стадии обводнения – стабилизацией обводненности на уровне 93-97%. Продолжительность стадии стабилизации в настоящее время изменяется от 0,9 до 4 тыс.тонн нефти, водонефтяной фактор – от 15 до 35.

Установленный вид динамики обводнения скважин обусловлен наличием в разрезе продуктивных пропластков  с резко различными фильтрационными свойствами.

С целью улучшения  характеристики выработки запасов  нефти  необходимо проводить работы в двух направлениях:

-изоляция выработанных и заводненных интервалов пластов

• вовлечение в процесс дренирования низкопроницаемых интервалов пластов.

Также необходимо отметить, что на динамику ускоренного обводнения сказалось и то, что в первые годы разработки заводнение шло с нарушениями технологий. Процесс заводнения  либо задерживался, что привело к падению пластового давления ниже проектных, либо проводился с избыточной закачкой объемов воды. Интенсивная закачка обеспечивала фонтанирование скважин, но  при резко растущей обводненности (вследствие сильной фильтрационной неоднородности пластов происходил моментальный прорыв закачиваемой воды по суперколлекторам). В этих условиях фонтанирование скважин с высокой обводненностью не обеспечивает оптимального режима их работы. Слабопроницаемые прослойки не включаются в работу, что уменьшает нефтеизвлечение. Кроме этого высокие пластовые давления требуют  увеличения плотности растворов глушения скважин при ремонтных работах, что ухудшает проницаемость призабойной зоны пласта, а также ведут к удорожанию ремонтных работ. Во избежание вышеперечисленных сложностей, оптимальными пластовыми давлениями можно считать – 275-280 атм. в зоне нагнетания и 260 атм. в зоне отбора. Локализация пластовых давлений в этих пределах позволило бы максимально оптимизировать работу добывающих скважин при механизированном способе добычи.

Таким образом, опыт разработки пластов ЮК10 и ЮК11 показывает, что применение традиционных систем разработки, основным недостатком которых является размещение добывающих и нагнетательных скважин без учета конкретного геологического строения продуктивных пластов, имеющих выраженное зонально-слоистое строение, ведет к повышенным отборам попутной воды, соответственно снижению степени извлечения запасов нефти. Поэтому на современной стадии разработки необходимо оперативно определять особенности изменения фильтрационных свойств по разрезу и по простиранию продуктивных пластов с целью установления вертикальной и зональной неоднородности, а также выявления микро и макро разломов образовавшихся вследствие неотектонических подвижек земной коры.

Для решения данной задачи необходимо провести широкомасштабный курс исследовательских работ с привлечением методов гидропрослушивания. На основе которых построить карты неотектонических образований, схемы корреляции, которые позволят закладывать очаговые нагнетательные скважины с большей долей успешности. Кроме этого, скважины, переводимые под нагнетание воды, как очаговые, необходимо закладывать, так что бы разрез  пласта однородную фильтрационную характеристику или высокопроницаемые интервалы, вскрытые скважиной не прослеживались в окружающих добывающих скважинах. В случае, когда высокопроницаемый интервал имеет зональное распространение, его следует изолировать, после выработки из него запасов, тем самым, обеспечив более равномерную выработку нефти по остальной части разреза. Необходимо отметить, что даже при создании очагово-избирательной системы близкой к идеальной, при обычной технологии заводнения пластов Тюмеской свиты, характеризующихся сильно неоднородным строением, значительная часть запасов сосредоточенных в малопроницаемых слоях останется неохваченной процессом вытеснения. В подобных геологических условиях заводняемых пласт представляет собой, как бы бессистемное чередование обводненных и нефтенасыщенных пропластков. Вовлечение в разработку данных нефтенасыщенных пропластков станет возможным при создании в таких коллекторах попеременно изменяющихся по величине и направлению градиентов гидродинамических давлений, тогда в пласте возникнут условия для внедрения нагнетаемой воды в застойные, нефтенасыщенные малопроницаемые участки и перемещения из них нефти в зоны активного дренирования (метод циклического воздействия).

Кроме методов циклического заводнения, на Талинской площади одним из  эффективных средств увеличения коэффициента нефтеизвлечения при вытеснении нефти водой может служить метод, основанный на создании в пласте неустановившегося процесса вытеснения, путем изменения направления фильтрационных потоков. Этот метод может проводится, как на участках с высокой обводненностью пласта (р-н ДНС 27,28,30) , так и на участке с умеренной обводненностью (р-н ДНС 31).

Большинство гидродинамических  методов увеличения КИН применяются  на существующей базе без  больших  капитальных вложений, что является немаловажным фактором в настоящее время. Но эффективность применяемых методов непосредственно зависит от состояния призабойной зоны скважин, мероприятий по повышению дебитов и приемистости, ремонтных работ. На практике эти проблемы не решаются с должным успехом. Успешность методов, может быть максимальной при сочетании гидродинамических методов с физико-химическими. Но дорогостоящие методы, основанные на математическом моделировании процессов разработки базирующихся на сложной технике не получили широкого применения в НГДУ «Талинскнефть» в настоящее время. Это  связано:

• недостаточной оснащенностью производственных служб современными средствами электронно-вычислительной техники
• слабой координацией работ по развитию автоматизированных систем управления и контроля за процессом разработки
• большой сложностью в обмене геологической и технической информацией между проектирующими и нефтедобывающим предприятием
• естественным старением и слабым обновлением парка нефтепромыслового оборудования
• не корректной интерпретацией  первичного геофизического материала.

Все это имеет место, вследствие резкого сокращения  финансирования НГДУ «Талинскнефть» в последние годы. Из вышеизложенного сделаны выводы:

1.Заводнение Талинского  месторождения является и в  ближайшие годы будет оставаться  основным методом разработки. Поэтому  изыскание способов повышения  его эффективности является задачей  первостепенной важности.

2.Решение проблемы  эффективной разработки месторождения  должно происходить по двум  основным направлениям: изоляция  высокообводненных  пропластков.

3.Создание очагово-избирательной  системы с учетом геологического строения залежей нефти.

4.Обновление базы данных  по скважинам с учетом переинтерпритации  первичных геофизических материалов.

 

3.2. 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.