2.10 Запасы нефти
По состоянию на 1.01.89г. на балансе ВГФ по Талинской и Южно-Талинской площадях числятся начальные балансовые запасы промышленных категорий В+С1:

По пласту ЮК10-945605 тыс. тонн:

По пласту ЮК11-229349 тыс. тонн:

В целом по пластам ЮК 10 и ЮК 11-1174954 тыс.тонн. В том числе в границах, утвержденных ГКЗ переданы для разработки ПО «Красноленинскнефтегаз» следующие запасы: по пласту ЮК 10-693550 тыс. тонн,

По пласту ЮК 11-208347 тыс.тонн,

В целом по пластам ЮК 10 и ЮК 11 -901897 тыс.тонн.

Эти запасы были утверждены ГКЗ СССР (протокол №9878 от 11.12.1985г.) по результатам подсчета выполненного Главтюменьгеологией в 1985г. (по материалам 65 разведочных и 200 эксплутационных скважин).

В 1989 году институтом УкрГипроНИИнефть произведена переоценка балансовых запасов нефти принятая ПКЗ Главтюменнефтегаза. Использованы материалы 164 разведочных и 2030 эксплутационных скважин. Суммарная величина балансовых запасов категорий В+С1, в границах ГКЗ СССР, уменьшилась на 25% по сравнению с утвержденными ГКЗ.

Общее уменьшение запасов обусловлено в основном уменьшением нефтенасыщенной толщины на 16 и 25% соответственно по пластам ЮК10 и ЮК11, уменьшением коэффициента пористости на 4%, коэффициента насыщенности на 6% и 1% и пересчетного коэффициента на усадку нефти на 8% и 4%.Одновременно увеличилась площадь нефтеносности на 9% и 6%, главным образом, за счет перевода части запасов из категории С2 в промышленные категории.

В связи с резкой фильтрационной неоднородностью пород, по площади и разрезу, возникла необходимость дифферинциации запасов по проницаемости коллекторов. Запасы подсчитанные в породах с очень низкой проницаемостью 1-10*10Ï -по категории В+С1 составляют 98262 тыс.тонн, по категории С2-10547 тыс.тонн или соответственно 19% и 21% всех запасов этих категорий На долю пород с низкой проницаемостью (1-22*10Ï ) приходится 36% запасов категории В+С1,что составляет 191878 тыс. тонн и 42% запасов категории С2-20367 тыс. тонн. Высокопроницаемые породы с проницаемостью более 20*10 мкм содержат лишь 19% запасов категорииВ+С1 96740 тыс. тонн и 11% запасов категории С2 5634 тыс. тонн. По экспертной оценке из этого количества (примерно 8-10%) запасов приходится на долю суперколлекторов с проницаемостью более 80*10 мкм .

---

Обращает внимание на себя очень небольшая плотность запасов приходящихся на единицу площади залежи. Она равна 5,98 тыс.тонн на 1 га. Помимо структуры запасов по проницаемости, существенное значение имеет распределение запасов по площади. В частности, в окраинных зонах залежи (где эффективная нефтенасыщенная толщина не превышает 4 м, сокращаясь до нуля на границе нефтеносности) сосредоточено 37760 тыс. тонн по пласту ЮК10 и 7250 тыс. тонн по пласту ЮК11 запасов нефти. Очевидно, они не будут вовлечены в разработку ввиду нерентабельности бурения скважин в зонах со столь низкой толщиной пласта.

Анализируя подсчет балансовых запасов 1989г. следует обратить внимание на следующие обстоятельства: Прежде всего, ввиду большой фильтрационной неоднородности, важнейшим вопросом оценки балансовых запасов является обоснование нижних пределов свойств пород включаемых в состав промышленных коллекторов. Как в 1985г., так и в 1989г. в качестве нижних пределов коллектора были приняты: проницаемость 1*10 мкм , пористость 11% и остаточная водонасыщенность 50-60%. Анализ сопостановления проницаемости по ГИС и по данным керна ([2], книга 1, рис. 4.30) показал, что наблюдаются значительное их расхождение. Проницаемость 1*10 мкм , по исследованию керна, соответствуют значению проницаемости определенным по ГИС от 1*10 до 10*10 мкм . Поскольку подсчет и дифференциация запасов по проницаемости проведены по данным ГИС, то запасы коллекторов с проницаемостью менее 10*10-3 мкм2 (98769 тыс.тонн категории В+С1 и 9839 тыс.тонн. категории С2 пласта ЮК10) оценены с низкой достоверностью, в связи с большой неопределенностью выделения нижней границы коллекторов.

Особенностью геологического строения продуктивных пластов является значительная микрослоистость проницаемых пропластков, которая установлена по скважинам с высоким выносом керна. Существующие методы интерпретации комплекса ГИС не позволяют выделить имеющуюся микрослоистость проницаемых пропластков и дают только осредненную коллекторскую характеристику пропластка. Полученные данные свидетельствуют, что в классе коллекторов со средней проницаемостью по ГИС 20-200*10 мкм , 34.7% пород с проницаемостью менее 10*10 мкм . В коллекторах со средней проницаемостью более 200*10 мкм содержится 22,4% низкопроницаемых коллекторов. В целом по пласту ЮК10 низко проницаемые коллекторы составляют 46,2% всего объема коллектора категории С1,что соответствует 242642 тыс.тонн балансовых запасов нефти. Коллектор с проницаемостью до 20*10 мкм содержит 310018 тыс.тонн нефти категории С1,что составляет 59,1% запасов пласта этой категории и 30244 тыс. тонн категории запасов С2.

---

Таким образом, поскольку в низкопроницаемых коллекторах сосредоточена большая часть балансовых запасов нефти, вопрос о нижних пределах свойств промышленных коллекторов Талинской площади весьма важен и требует целенаправленных специальных исследований.

По описанию пород, в скважинах с высоким выносом керна, часто наблюдается чередование песчаных пород с неколлекторскими глинистыми прослоями толщиной от 1 до 10-ков сантиметров. Эти прослои на диаграммах ГИС не выделяются и включены в эффективную толщину. Что завышает запасы.

Параметры пластовых нефтей изучены по многим пробам и на большей части площади достаточно стабильны. Тем не менее, отдельные пробы, признанные качественными, дают существенные отклонения по величине газосодержания и давления насыщения.

Возможно это влияние частичного снижения пластового давления в первый период разработки залежи. Кроме того, в нескольких зонах вдоль восточной длины выклинивания пласта ЮК 10 установлены легкие нефти или конденсаты. Их плотность значительно повышена (до 683г/см3) против плотности основной части нефти (0,807г/см3).Отличаются они низким содержанием смол, асфальтенов, парафинов и серы, а выход фракций при нагреве до 300 град.°С достигает 91-98%. Происхождение и условия залегания легкой нефти не установлены. Балансовые запасы легкой нефти по категории С1+С2 составляют 9210 тыс.Следовательно, исследования пластовых нефтей должны быть продолжены.

3. Анализ состояния разработки Талинского месторождения
.1 История проектирования разработки Талинского месторождения
Эксплуатационное бурение на Талинской площади начато в 1982 году на северо-западе залежи пласта ЮК-10. На основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП (протокол ЦКР№894 от 01.10.80.) на базе запасов нефти категории С1 (тюменская свита), подсчитанных по состоянию на 01.01.80г. Главтюменгеологией. Основными проектными решениями по разработке предусматривалось:

выделение одного эксплуатационного объекта (пласты ЮК-2 - ЮК-11);

площадная девятиточечная система разработки с плотностью сетки скважин 400 х 400 м;

механизированный способ с начала разработки.

---

В 1983 году составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки. Целью работы явилось уточнение проектных показателей разработки с учетом приращенных в 1981-1982г. извлекаемых запасов нефти южной части площади в объеме 35.153 млн.тонн по категории С1. Необходимость составления новой технологической схемы разработки в 1984 году была вызвана следующими обстоятельствами:

уточнением запасов нефти, часть которых в конце 1983 года утверждалась ГКЗ СССР;

переориентировкой объема эксплуатационного бурения с верхних пластов ЮК2-9 на более продуктивные нижние пласты ЮК10-11 и, в связи с этим необходимостью пересмотра утвержденной системы разработки.

Запасы нефти были подсчитаны на границах северной части площади и утверждены в ГКЗ СССР по пластам ЮК10-11 в объеме 320250 тыс.т извлекаемых запасов категории С1 и 45042 тыс.т балансовых, 16373 тыс.т извлекаемых категории С2 по пластам ЮК10 и ЮК11. По южной части площади по этим пластам запасы были утверждены ЦКЗ Мингеологии в объеме 358783 тыс.тонн балансовых, 165003 тыс.тонн извлекаемых категории С1, 342046 тыс.тонн балансовых и 118380 тыс.тонн извлекаемых категории С2.

В целом по Талинской площади по состоянию на 01.01.84 г. на балансе Мингеологии СССР числилось:

по категории С1 балансовых запасов 679033 млн.тонн, извлекаемых 309187 млн.тонн;

по категории С2 балансовых 387088 млн.тонн. , извлекаемых 134753 млн.т.

Утвержденный вариант технологической схемы предусматривает следующие основные положения:

выделение двух эксплуатационных объектов Юк10-ЮК11 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;

применение блоковой трехрядной системы размещения скважин по сетке 400 х 400 м при расстоянии между первым добывающим нагнетательным рядом скважин 500 м (плотность сетки 18 га/скв.);

способ эксплуатации фонтанный с переходом на компрессорный газлифтный в 1988 году; проектные уровни добычи нефти - 17,4 млн.т (1992 г.), добыча жидкости 66,9 млн.т (2000г), закачка воды 91,9 млн.м (2000г);

темп отбора нефти при проектном уровне - 3,8 % от начальных извлекаемых запасов. Продолжительность проектного уровня 7 лет;

фонд скважин всего 8488, в т.ч. добывающих -5224, нагнетательных 1766, резервных 1107;

извлекаемые запасы нефти, принятые в технологических расчетах, составляют 464,9 млн.т., конечный коэффициент нефтеотдачи - 0,436;

применение нестационарного заводнения;

---

объем капитальных вложений за весь срок разработки - 3823,5 млн.руб., себестоимость добычи - 32,6 руб/т.

В 1987 году СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки, в которой предусматривался ввод в 1989 году в разработку южного участка Талинской площади, неохваченного проектированием в предыдущих документах.

На дополнительном участке, рекомендованном к вводу в разработку, эффективность предлагаемых решений подтвердилась имеющимися данными о совместной эксплуатации пластов ЮК10 и ЮК11в границах 1и 2 залежей.

ЦКР МНП СССР утвердила дополнение к технологической схеме разработки Талинского месторождения со следующими основными технологическими положениями:

выделение двух объектов разработки ЮК10 и ЮК11;

блоковая система разработки с 3х рядным расположением скважин в блоке при расстояниях между ними 600 м, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего- 500 м;

оптимизацию сетки скважин для вовлечения в разработку слабопренируемых запасов нефти производить по мере разбуривания и уточнения особенностей геологического строения продуктивных пластов;

систему разработки, предложенную для южного участка, распространить на участках расширения контура нефтеносности.

Бюро ЦКР Главтюменнефтегаза утвердило «Технологические показатели по участку расширения Талинской площади» со следующими показателями:

проектные уровни добычи нефти - 5,1 млн.т.

жидкости - 12,5 млн.т.

закачка воды - 16,5 млн.м .

ресурсы газа - 10,7 млрд.. м .

общий фонд скважин - 1553.

в том числе добывающих - 777.

нагнетательных - 259.

резервных - 517.

применение механизированного способа эксплуатации (ЭЦН, ШГН);

давление на устье скважин 1,8 МПа;

приемистость нагнетательных скважин 400 м / сут.

За период, прошедший после составления технологической схемы, в порядке проведения авторских надзоров в оперативном порядке, проведены следующие проектные решения:

увеличено давления нагнетания в пластах ЮК10 с 15,0 МПа до 18,0 МПа.;

---

Смотрите также файлы

• Задачи для 8 класса.doc

• Задача 40 K000197 Основная часть.docx

• Клкіге де ыжыл деген тасты артып, Тлкіге де жасаудамыз стазды.docx

• Инструкция по доступу прилагается к заданию в курсе.docx

• 1. Безударная гласная в корне.doc