УДК 622.276.05.(571.1)

Геологические условия разработки Талинского месторождения

Э.М. ХАЛИМОВ (ВНИИ), С.С. НИКОЛАЕВ, В.Ф. ЧАРЫКОВ (Красноленинскнефтегаз), Р.Э. ХАЛИМОВ (Ноябрьскнефтегаз)

В добыче нефти и пополнении сырьевой базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции растет роль ее западных нефтегазоносных областей. Так, в Красноленинском нефтегазоносном районе (Фроловской НГО) разведано 12 нефтегазоносных площадей. Наиболее интересное открытие - Талинское месторождение. Здесь с 1981 г, ведется промышленная разработка залежей нефти шеркалинского горизонта.

Эксплуатация месторождения началась с северо-западной части Талинской площади. Геолого-геофизические материалы разведки не указывали на какие-либо особенности, отличающие его от других нефтяных месторождений Западной Сибири с продуктивными горизонтами в нижне- и среднеюрских отложениях. Поэтому на первоочередном участке применили традиционную для низкопроницаемых юрских отложений площадную девятиточечную систему заводнения с размещением скважин по сетке 400x400 м.

Начальный этап разработки месторождения характеризуется некоторыми непредвиденными осложнениями, главное из которых заключается в том, что эффективность работы части фонда добывающих скважин, высокая в начальный безводный период, резко снижается при переводе ее на механизированную добычу обводненной нефти. Для выяснения причин возникших осложнений в объединении Красноленинскнефтегаз, в СибНИИНП и ВНИИ провели более глубокий анализ геолого-промыслового материала. Некоторые выводы об особенностях геологического строения месторождения, приведенные ниже, могут быть поучительны.

Основной объект эксплуатации Талинской площади - песчаные пласты ЮК-10 и ЮК-11 шеркалинского горизонта тюменской свиты. Продуктивные пласты прослеживаются широкой полосой с юго-юго-востока на северо-северо-восток на несколько десятков километров, выполняя наиболее погруженные участки палеорельефа (рис. 1). Продуктивные пласты сложены аллювиальными осадками русловой фации. Песчаные тела в разрезе - линзовидные, в плане - рукавообразные. На склонах эрозионных выступов фундамента пласты выклиниваются. Основные литологические разности пород-коллекторов - грубозернистые обломки песчаной и гравийной размерности, крупнозернистые песчаники и гравелиты, иногда мелкогалечные конгломераты. По вещественному составу обломочной части породы-коллекторы пластов ЮК-10 и ЮК-11 - олигомиктовые, преобладает кварц (72-90%), содержатся обломки метаморфических пород (до 19%), полевых шпатов (до 19%), слюд и эффузивов. Цемент составляет 3-17 %, это в основном каолинит, а также хлорит и гидрослюды (5-15%).

Породы разных литологических типов, различающиеся по проницаемости, имеют близкие значения глинистости (4,5-5,6%).

Сопоставление геолого-геофизических разрезов скважин позволяет выделить три основных типа строения пластов (рис. 2). Установлена определенная зональность распространения разрезов этих типов, однако она прослеживается на небольшие расстояния (1-2 км). Корреляция отдельных пропластков пласта ЮК-10 затруднена.

По характеристикам работы эксплуатационных скважин и выработки пласта ЮК-10 его можно расчленить на верхнюю и нижнюю пачки. Коллекторские свойства, проницаемость и остаточная водонасыщенность пачек отражены на рис. 3 (при построении кривых использовано 482 керновых определения пористости, 312 - проницаемости, 329 - остаточной водонасыщенности). Средняя проницаемость гравелитов по данным 18 образцов составила 0,3 мкм² при колебаниях от 0,001 до 1,8 мкм². Встречаются образцы крупнозернистых песчаников с проницаемостью 4,5 мкм².

Продуктивность пласта и характер выработки определяются типом коллектора, наличием высокопроницаемых интервалов разреза. В верхней пачке неработающая часть коллектора характеризуется проницаемостью 0,01 мкм².

На динамику работы добывающих скважин существенно влияют физико-химические свойства пластовой нефти. Высокая газонасыщенность и низкая вязкость, обеспечивая и продлевая фонтанную добычу в безводный период работы скважины, резко осложняют ее работу при механизированной добыче. В то же время высокое давление насыщения нефти газом (15-22 МПа) ограничивает снижение забойного давления в эксплуатационных скважинах и определяет жесткие требования к сохранению пластового давления в зоне отбора на уровне, близком к начальному (25,5 МПа).

Продуктивные пласты ЮК-10 и ЮК-11 залегают на большой глубине (2750 м). В этом случае высокое значение давления насыщения предопределяет поддержание пластовых давлений на высоком уровне, необходимом для нормальной работы глубиннонасосного оборудования в условиях легкой сильногазированной нефти и высокой пластовой температуры (105°С).

Таким образом, основные геолого-физические факторы, определяющие условия рациональной выработки пластов и эксплуатации скважин, - резкая изменчивость продуктивности пластов в пределах одной залежи, высокие газонасыщенность легкой нефти, температура, давление насыщения и большая глубина залегания пласта (таблица). При сочетании таких факторов достижение проектных объемов добычи нефти на начальном этапе разработки возможно только путем эксплуатации скважин при высоких забойных давлениях, близких к давлению насыщения, предотвращающих разгазирование и потери нефти в пласте. Соблюдение этого условия означает технологическую обоснованность относительно небольшой депрессии на пласт и низких темпов разработки на начальном этапе.

Обеспечение же высоких темпов добычи нефти в период водной эксплуатации потребует постепенного увеличения депрессии на пласт.

Выполнение такого режима разработки будет возможным при полной компенсации отбора закачкой воды на каждом участке, блоке, очаге с целью поддержания пластового давления на уровне начального. Практически это означает необходимость организации добычи нефти на каждом (даже единичном) элементе разработки лишь при нагнетании воды. Отступление от этого жесткого требования должно неминуемо привести к негативным последствиям. К сожалению, на практике не удалось обеспечить выполнение указанных важных условий рациональной разработки пластов.

Первоочередной участок Талинского месторождения введен в разработку в октябре 1981 г., а закачка воды передвижными агрегатами в единичные скважины начата лишь в июне 1983 г. Стационарное нагнетание воды осуществляли с сентября 1983 г. До начала закачки из пластов отобрали более 0,5 млн. т жидкости. Из значительной части работающих скважин в этот период отбор нефти осуществлялся при забойных давлениях существенно (иногда на 10 МПа и более) ниже давления насыщения. Длительная эксплуатация таких скважин приводила к разгазированию нефти в пласте, резкому увеличению газового фактора (до 500 м³/т и выше).

В середине 1986 г. общий пробуренный фонд составил 491 скважину, в том числе добывающих - 343, нагнетательных - 148. Более половины (53 %) скважин работает без воды. Из действующего фонда 43 % скважин имеют дебиты жидкости от 5 до 20 т/сут. С дебитом более 50 т/сут работают 110 скважин (32 %). Текущие дебиты жидкости значительно меньше достигнутых в период безводной фонтанной добычи нефти. Так, средний дебит жидкости составляет 30 т/сут (при обводненности 27 %). При безводной эксплуатации скважин фонтанным способом средний дебит был равен 70 т/сут.

При анализе характеристик работы скважин выделено две их группы, существенно отличающиеся по динамике добычи. Скважины первой группы характеризуются высокими начальными дебитами в безводный фонтанный период работы, которые резко снизились при переводе на механизированную добычу нефти. В скв. 5457 начальный безводный дебит составил 215 т/сут. После отбора 110 тыс. т нефти и прекращения фонтанирования в марте 1985 г. в нее спущен ЭЦН-80, дебит при этом упал до 50-60 м³ /сут жидкости при 30 % воды. В скв. 5427 начальный безводный дебит составил 250 т/сут. После двух лет эксплуатации и прекращения фонтанирования скважина переведена на эксплуатацию ШГН-43 с дебитом жидкости 20 т/сут и обводненностью 15 % (рис. 4). Аналогична характеристика работы скв. 5545, 5454, 5483 и др. По данной группе скважин отбор жидкости после спуска насоса в среднем в 5-10 раз, а отбор нефти в 7-10 раз и более ниже, чем при фонтанной добыче. Все эти скважины расположены в зонах, где допущен существенный дефицит между отбором и закачкой и наблюдалось значительное снижение пластового давления (до 20 МПа).

Динамика добычи нефти из скважин, расположенных на участках, в которых с самого начала поддерживается начальное пластовое давление, отличается от первой группы. В южной части первоочередного участка эксплуатируется 27 добывающих и 9 нагнетательных скважин. Участок эксплуатируется с января 1984 г. С начала разработки отобрано 272 тыс. т нефти, 358 тыс. т жидкости, закачано 825 тыс. м³ воды, т. е. накопленная компенсация составила 145 %, текущее пластовое давление 25,7 МПа. Накопленный водонефтяной фактор - 0,32 (по сумме остальных в целом 0,02). В пределах этого участка 14 скважин оборудовано ШГН, 6 - ЭЦН и 7 фонтанных. Средний дебит жидкости ШГН - 22 т/сут при обводненности 36 %, ЭЦН - 79 и 93 %, фонтанных - 36 и 55 %. Из числа фонтанных в апреле 1985 г. скв. 5683, 5591, 5520 фонтанировали с дебитами жидкости 230-125 т/сут при обводненности 93-25 %.

Динамика работы скважин этого участка характеризуется длительным периодом фонтанирования (оно продолжается до 95 % обводнения), стабильным отбором (неснижающимся дебитом жидкости), постепенным нарастанием обводненности, нормальным режимом и высоким дебитом механизированного способа добычи.

Рекордная по накопленной добыче нефти - скв. 5548. Из нее отобрано 138 тыс. т нефти и 8 тыс. т воды. В условиях высокого пластового давления скважина все еще фонтанирует с дебитом 200 т/сут при 13 % обводненности.

Детальный анализ геолого-промыслового материала показал, что прекращение фонтанирования скважин и затруднения, связанные с их работой механизированным способом, имеют место только в случаях с низким пластовым давлением. Это явление не всеобщее и объективно не присуще месторождению. Оно - результат происшедшего ранее отставания закачки воды.

В первый период работы при начальном давлении в пласте скважины при пуске в эксплуатацию имели, как правило, высокий отбор, близкий к потенциальному. Высокому отбору (особенно в высокопродуктивной зоне) способствуют большая газонасыщенность нефти, ее невысокая плотность, малая вязкость. При безводной добыче скважины фонтанируют при забойных давлениях значительно ниже давления насыщения. В условиях неоднородного пласта, каким является ЮК-10, происходит опережающая выработка более проницаемого прослоя. Об этом свидетельствуют профили приемистости и отдачи по скв. 5425, 5519-бис и др. При подходе к забою эксплуатационной скважины воды, закачиваемой в нагнетательную скважину или пластовой, резко меняются условия работы лифта. Удельный вес столба жидкости в стволе скважины увеличивается скачками. Вначале при высоких значениях пластового и буферного давлений при фонтанировании путем смены штуцеров изменяют отбор и устанавливают необходимую депрессию на пласт. При механизированной добыче и отсутствии резерва пластового давления необходимую депрессию создать не удается из-за ограничения глубины спуска насоса или низкого пластового давления. При депрессии, меньшей технологически необходимой, скважина «глохнет» или переходит на преимущественный отбор из высокопроницаемого прослоя, к этому времени обводненного, в котором давление поддерживается на более высоком уровне, чем в остальной части пласта. Менее проницаемые прослои при этом отключаются.

Прекращение эксплуатации скважин, содержащих даже незначительную долю воды в продукции, приводит к блокированию нефти водой в призабойной зоне. Впервые это было установлено в Урало-Поволжье [1-3]. Явление блокирования и увеличения воды в продукции более резко проявляется на Талинском месторождении в условиях легкой, высокогазонасыщенной нефти и глубокого залегания продуктивного пласта, когда даже незначительное изменение веса столба жидкости в лифте резко увеличивает противодавление на забой, расположенный на 1500 м ниже глубины подвески насоса.

В настоящее время на первоочередном участке полностью реализована проектная девятиточечная система разработки. Нагнетанием воды в нагнетательные скважины удалось восстановить пластовое давление в зоне отбора до уровня начального. Имеются обширные зоны, в которых пластовое давление превысило начальное на 0,5-2 МПа, а в зонах нагнетания на 1,5-5 МПа. Однако распределение текущего пластового давления по объему залежи не соответствует возможности эффективного применения площадной системы разработки. Для рационального использования энергии закачиваемой воды зоны пониженного пластового давления должны располагаться вдоль границ элементов разработки, т. е. по линиям размещения добывающих скважин. Это может быть достигнуто обеспечением соответствующих отборов жидкости из добывающих скважин фонтанным или механизированным способами эксплуатации и необходимыми объемами нагнетания воды в каждом элементе для компенсации текущих и суммарных отборов.

Анализ динамики эксплуатации показал, что элементы применявшейся площадной системы, разрабатывавшиеся в течение 5 лет с оптимальным технологически обоснованным соотношением отбора и закачки, составляли исключения. В основном же отборы по элементам не соответствовали закачке (иногда в 10 раз и более).

Сейчас, после 5 лет эксплуатации, положение существенно улучшилось, и в целом по пласту отбор компенсируется закачкой на 107 %. Тем не менее из 54 элементов площадной системы среднее значение компенсации отборов составляет в 12 элементах менее 30 %, в 8 - от 50 до 75 %, в 6 - от 75 до 100 % и в 28 - более 100 %.

В настоящее время пластовое давление в зоне отбора в целом составляет 23,6 МПа. Однако из-за неравномерности его распределения наблюдаются значительные зоны пониженного пластового давления (менее 23, иногда 19-20 МПа), в которых эксплуатируется 67 добывающих скважин.

Недостаток практики реализации системы разработки - отсутствие последовательного формирования технологически замкнутых элементов. Разработка площади нефтеносности в первые годы осуществлялась скважинами (добывающими и нагнетательными), принадлежащими к разным проектным элементам системы. Первоначальное группирование скважин в куст для бурения, очередность строительства кустовых, последовательность бурения скважин в кусте не увязывались с технологически обоснованной последовательностью развития систем разработки. Завершение бурения скважин в одном элементе и ввод их в эксплуатацию или под нагнетание происходили с большим интервалом времени (до года и более).

При формировании площадной системы разработки вначале не был реализован основной принцип - запасы нефти каждого элемента должны быть отобраны добывающими скважинами «своего» элемента. Ввод участков в разработку осуществлялся неравномерно по площади не только потому, что последовательность кустового бурения не была увязана с разработкой. Закачка воды в нагнетательные скважины элемента либо отставала во времени от отборов жидкости из окружающих добывающих скважин, либо опережала их. Поэтому в начальный период разработки и освоения системы нагнетания создавались условия, при которых запасы нефти одних элементов отбирались добывающими скважинами других, соседних, элементов. В результате при последующем бурении добывающих скважин, формирующих элементы, в их продукции содержание воды с самого начала эксплуатации достигало высоких значений 50-80 % и выше. Поэтому скважины вводились в эксплуатацию сразу механизированным способом. Суммарная добыча нефти по таким скважинам оказалась очень низкой: 2-5 тыс. т.

Нередки случаи, когда отдельные скважины разных элементов на далеких расстояниях (несколько километров) длительное время работали, активно взаимодействуя между собою. Это подтвердили результаты закачки индикаторов в середине 1985 г.

Несомненно, что такая практика формирования системы разработки негативно повлияла не только на состояние пластовых давлений и выработку пластов, но и на динамику работы эксплуатационных скважин.

Обеспечение отборов жидкости по обводняющимся скважинам в объемах, близких к первоначальным дебитам нефти в фонтанный период, на месторождении не достигнуто. Отборы жидкости из скважин, эксплуатируемых механизированным способом, как правило, в несколько раз ниже потенциальных возможностей пласта. В механизированных скважинах депрессии существенно ниже, чем в период фонтанной добычи. Это приводит к снижению охвата пласта выработкой.

Выводы

1. Талинское месторождение - среднее по продуктивности скважин. Сочетание ряда природных факторов (легкая маловязкая высокогазонасыщенная нефть, небольшая разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом, большая глубина залегания продуктивных пластов, сильная геологическая неоднородность) определяет жесткие требования к режимам работы эксплуатационных и нагнетательных скважин, размещенных по площадной девятиточечной системе. Только при выполнении технологически обоснованных режимов могут быть обеспечены проектная выработка пластов и высокие темпы разработки.

2. Наблюдавшиеся случаи неэффективной работы обводняющихся скважин - следствие не только природных факторов. Низкоэффективная их работа обусловлена также отклонением от технологически обоснованных условий разработки и эксплуатации скважин на отдельных участках площади.

3. Условия для нормальной работы скважин как в безводный фонтанный, так и в водный механизированный периоды их работы могут быть созданы с помощью реализуемой площадной системы разработки.

4. С целью недопущения блокирования призабойной зоны водой при ее подходе к скважине необходимо оперативно осуществлять перевод скважин на механизированный способ добычи.

5. Высокая газонасыщенность, малая вязкость нефти и повышенное давление насыщения нефти газом ограничивают величину снижения забойного давления в добывающих скважинах в безводный период их эксплуатации и определяют жесткие требования к сохранению пластового давления в зоне отбора на уровне первоначального.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Сургучев М.Л. О рациональных условиях эксплуатации обводненных скважин. - Труды Гипровостокнефти. Куйбышев, 1962, вып. 9, с. 92-100.

2. Ованесов Г.П., Халимов Э.М. Совершенствование разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1973.

3. Халимов Э.М. Совершенствование разработки нефтяных месторождений. Уфа, Башкнигоиздат, 1966.

Основные геолого-физические параметры Талинского нефтяного месторождения (пласты ЮК-10, ЮК-11)

Тип коллектора	Терригенный
Средняя глубина залегания, м	2700
Пластовая температура, °С	105
Начальное пластовое давление, МПа	25,5
Давление насыщения, МПа	13-22
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м^3	670-700
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с	0,4-0,5
Газовый фактор, м^3/т	130-300
Содержание в нефти, %:
серы	0,2
парафина	3,4
асфальтенов + смол	4,0

Характеристика глинистости и проницаемости пласта ЮК-10

Порода	Число образцов	Средние значения
		пелитовой фракции, %	проницаемости, мкм^2
Гравелиты	11	4,7	0,76
Крупнозернистые песчаники	27	5,6	0,11
Мелко- и среднезернистые песчаники	9	4,5	0,07

Рис. 1. Схематический геологический профиль шеркалинского горизонта первоочередного участка разработки Талинской площади:

1 - нефтенасыщенный песчаник; 2 - алевролит; 3 - водонасыщенный песчаник; 4 - ВНК

Рис. 2. Основные типы геолого-геофизических разрезов пласта ЮК-10 Талинской площади (по данным О.П. Иоффе):

1 - песчаники; 2 - непроницаемые породы

Рис. 3. Графики распределения коллекторских свойств пласта ЮК-10 по керну (по данным О. П. Иоффе).

Пачки: 1- верхняя, 2 - нижняя

Рис. 4. Характеристика работы добывающих скв. 5427 (а) и 5457 (б):

1 - нефть; 2 - жидкость; 3 - устьевое давление; 4 - замер пластового давления; 5 - замер забойного давления