Геологическая характеристика месторождения

Эксплуатационное разбуривание Тарасовского месторождения начато в 1986 г. На 01.07.88 г. на месторождении пробурено 197 скважин, интерпретация геофизических материалов которых позволила значительно уточнить геологическое строение верхних пластов БП₇, БП₈, БП_9.

Залежь пласта БП7 вскрыта всеми пробуренными скважинами в интервале отметок 2320,4–2371,2 м. Толщина нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 0,8 до 8.0 м Водо-нефтяной контакт по данным разведочных скважин проводится на средней отметке 2339 м. Высота залежи составляет 50 м, размеры 13х9 км. Залежь пластовая сводовая с многочисленными зонами замещения коллекторов глинисто-алевритистыми разностями. По данным ГИС коллекторы имеют очень низкую емкостно-фильтрационную характеристику; рд 6–11 омм, Qпс -0,4–0,6, в разрезе представлены отдельными прослоями, не выдержанными по площади.

Во многих скважинах коллекторы пласта БП7 ввиду их сильной глинизации имеют неясную характеристику насыщения. Пласт испытан только в одной скважине №59 в которой получен незначительный приток нефти дебитом 5,9 м³/сут при Ндин 1560 м исходя из этого, залежь пласта БП7 принята для разработки в качестве возвратного объекта с пластов БП8, БП9.

Залежь пласта БП8 является основным объектом разработки, вскрыта всеми пробуренными скважинами на абсолютных отметках 2374–2425.4 м. ВНК проведен по данным разведочных скважин на абсолютных отметках 2417,9–2425,4 м. Данные эксплуатационных скважин принятому положению ВНК не противоречат. При интерпретации материалов ГИС выявилась четкая закономерность распространения коллекторов на западном и восточном куполах структуры. На западе в скважинах встречаются два типа разреза: в одних пласт представлен песчаником по всему разрезу толщиной до 25,4 м с незначительными прослоями плотных и глинистых пород, в других кровле пласта развит довольно однородный песчаник различной толщины, к подошве он замещается глинисто-алевритистыми разностями. Емкостно-филътрационная характеристика этих коллекторов высокая.

На востоке, особенно в центральной части, массивные коллектора расчленяются на отдельные прослои толщиной 1–2 м, к подошве происходит полная их глинизация. Суммарные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,4 до 11,4 м. Размеры залежи составляют 13х9,5 км, высота ее 46 м, залежь является пластовой сводовой. В целом по пласту БП8 за счет увеличения нефтенасыщенных толщин, объем нефтесодержащих пород увеличивается примерно на 20%(без учета возможного уменьшения толщин на неразбуренной части на востоке залежи).

Нефтяная залежь БП9 отделяется от выше лежащего пласта БП8 глинистым разделом толщиной 10–15 м. Пласт вскрыт на абсолютных отметках 2402–2436 м. Залежь водонефтяная, поэтому все скважины пробуренные в пределах контура вскрыли ВНК. По результатам разведочных скважин положение его фиксируется на отметках 2431,1–2435 м. По данным эксплуатационных скважин возможен подъем ВНК на восточном склоне до 2420 м. Эффективные толщины пласта изменяются от 30,0 до 16,6, м нефтенасыщенные от 26,6 до 2,8. Пласт БП9 относительно однороден, но в средней части содержит перемычку разной толщины, достаточно выдержанную по площади, которая позволяет разделить (хотя и несколько условно) пласт на два интервала БП91, БП92. Размеры залежи 6х11 км, высота 30 м. В целом за счет расширения площади нефтеносности на юго-востоке, а также увеличения нефтенасыщенных толщин, увеличился объем нефтесодержащих пород. Но требует уточнения нефтенасыщенность коллекторов, величина которой, вероятно, ниже принятой.

По Тарасовскому месторождению по всём пластам БП7-БП142 была принята единая минерализация пластовых вод 18 г./л, удельное сопротивление которой 0,14 омм. По предварительному заключению пластовая вода более пресная и имеет большее сопротивление.

Исходя из соотношения Рпкр=Рв*Рн*Рп, критическое сопротивление при выделении нефтенасыщенных коллекторов следует увеличить. В подсчете запасов Рпкр принято равным 7,1 омм при О пс=0,4.

Залежь пласта БП10–11 является самым крупным объектом разработки на Тарасовском месторождении. Залежь пластовая сводовая с обширной газовой шапкой, размеры газовой шапки в пределах принятого ГНК (2529,31–3,9 м) составляют 8,5х12 км. высота 31,5 м. Газонасыщенные толщины изменяются от 4,8 м до 13,2 м. Размеры нефтяной оторочки составляют 15х17,5 км, нефтенасыщенные толщины изменяются от 4,8 до 31,8 м. Контур ВНК на средней отметке 2576,4+ – 11,2 м. с наклоном с северо-запада на юго-восток. При общей высоте залежи 79 м высота нефтяной части 47 м. В строении пласта, хотя и несколько условно можно выделить три слоя: верхний, нижний – с преобладанием слабопроницаемых пород и средний наиболее мощный и выдержанный по площади. Пласты БС10–11 выделены в один подсчетный объект, т.е. считается, что между ними нет выдержанной глинистой перемычки и гидродинамические пласты связаны между собой. Однако, как видно из структурных и мощностных построений, сделанных с использованием материалов эксплуатационных скважин, между пластами БС10 и БС11 в сводовой части структуры глинистый раздел толщиной 4 м достаточно выдержан. Это говорит о том, что газовая часть залежи пласта БС10 на большой площади (5,5х10,5 км) изолирована от нефтяной, и лишь по периметру контура газоносности полосой 1–2 км этот раздел менее 4 м. Коллекторы подгазовой зоны приурочены в основном к пласту БС10-сильно расчленены и имеют высокую прерывистость. Толщины изменяются от 0 м (скв. 78,1616) на западе до 10,4 м (скв. б7) на востоке.

Состояние разработки Тарасовского НГКМ

 

По состоянию на 1.01.2000 г. на Тарасовском месторождении работали 4 УКПГ, фонд действующих скважин составлял 743 единицу.

 

Сеноманская залежь

Суммарный отбор из сеноманской залежи в 2000 году составил 54 млрд м³ газа, с начала разработки отобрано 1127,5 млрд.м³ или 33.3% от начально утвержденных запасов. Начальные и текущие запасы представлены в таблице №3.1

 

Таблица №3.1

Месторождение, Площадь	Начальные запасы С1, млрд. м3	Отбор газа 1.01.2000	Текущие запасы газа млрд. м3	% отбора от запасов	Темп отбора газа в 2000 г.
Тарасовское (сеноман)	5451	1927,5	3523,5	33,3	3.00

 

Месторождение вступает в период перехода с постоянной на падающую добычу. Проектом разработки предусматривается компенсация падающей с 2002 года добычи по основной части залежи за счет подключения в работу дополнительных скважин. На сегодняшний день отсутствие необходимого финансирования ставит под сомнение продление периода постоянных отборов с ТНГКМ. Основные отборы в 2000 году приходились на установки, где имеются первые очереди ДКС.

В период постоянной добычи, начиная с 1991 года начальным проектом разработки предусматривался уровень годовых отборов 115 млрд. м³. Максимальный годовой отбор был достигнут в 1994 году и составил 78 млрд.м³. Основной причиной несоответствия фактических и проектных показателей разработки (проект 1984 г.) явилось фактическое отставание ввода в эксплуатацию производственных мощностей (УКПГ, скважины, впоследствии ДКС). Для компенсации добычи в отдельные годы на ряде УКПГ это приводило к существенным превышениям отборов (см. таблицу показателей разработки). Следствием этого явилось крайне неравномерное дренирование залежи в целом, образование значительного количества локальных депрессионных воронок, отрицательно сказывающихся на процессе разработки. Также имело место недостаточная изученность ФЕС северных УКПГ-4, (отбор на этой установке в первоначальном проекте закладывались значительно выше реальных возможностей скважин). Начиная с 1999 года, после принятия нового проекта разработки, несоответствие таких фактических показателей разработки проектным, как средний дебит на одну скважину, устьевое и пластовое давления, становится менее заметным. Фактические и суммарные отборы на УКПГ – 2,3 практически соответствуют проектным, на УКПГ – 1,4 они превышают проектные.

По состоянию на 1.01.2000 года на сеноманской залежи ТНГКМ работали 4 УКПГ. Фонд действующих скважин составлял 700 единиц, 22 скважины находились в бездействии и капремонте. В конце года на УКПГ-4 с целью «сгущения» сетки и вовлечения в разработку дополнительных дренируемых запасов были запущены в эксплуатацию 15 новых скважин. Кроме того на УКПГ-3 в настоящее время проводится бурение и освоение еще 28 скважин. На данном этапе разработки дренируется вся площадь сеноманской залежи кроме самых северных и южных участков.

Анализ дренируемых запасов показывает, что наименее дренируемые запасы находятся в зонах УКПГ – 3,4 и составляют соответственно 208, 552 млрд. м³ газа (см. таблицу №3.2)

 

Таблица №3.2

УКПГ	01.91 г	01.92 г.	01.93 г	01.94 г	01.95 г	01.96 г	01.97 г.	01.98 г.	01.99 г.	2000 г.
УКПГ-1	653	662	682	657	653	640	635	634	628	625
УКПГ-2	722	692	666	660	696	684	676	671	665	660
УКПГ-3	501	520	537	546	620	605	605	581	561	552
УКПГ-4	-	-	-	-	59	111	166	190	201	208
Месторож-дение	2974	3033	3181	3492	3678	3718	3739	3727	3685	3676

 

В будущем вовлечение в разработку новых скважин позволит снизить объемы перетоков из этих зон в центральные зоны месторождения.

Средние пластовые давления по зонам УКПГ снизились с начала разработки практически в 2 раза и по зонам УКПГ, где работают первые очереди ДКС, составляют от 52,9 до 54, ата. В зонах УКПГ – 4,3 пластовые давления составляют соответственно 64,4 и 86,9 атм. Темп падения пластового давления по всем зонам УКПГ стабилизировался и за последний год составляет от 4,3 до 4,8 атм (см. табл. показателей). Представленная карта изобар на 1.01.2000 года показывает, что зона, из которой отбирается максимальное количество газа, контролируется изобарой 65 ата. Контроль за изменением пластового давления в эксплуатационной зоне ведется по всему фонду не реже 2-х раз в год. Для контроля в периферийной части пробурены одиночные наблюдательные, а также ряд пьезометрических скважин. Пластовые давления замеряются также и в ряде разведочных скважин.

Итак, месторождение по сеноманским отложениям находится в фазе активного пластового водопроявления, основной причиной которого является некачественное обсаживание эксплуатационных колонн. В свете интенсивного подъема ГВК в последнее время особое значение приобретает правильное регулирование оптимальных отборов по кустам в технологических режимах, качественное проведение капитальных ремонтов скважин. В случае невозможности проведения водоизоляционных работ одновременно на большом количестве проблемных скважин в целях избегания полной обводненности и остановок скважин, депрессии и скорости потока в скважинах должны обеспечивать вынос пластовой воды. С другой стороны технологические режимы работы скважин должны обеспечивать безгидратную работу шлейфов, уменьшение перерасхода метанола, безаварийную эксплуатацию устьевых обвязок. Еще более важное значение установление технологических режимов приобретает для скважин и кустов, не подтвержденных на сегодняшний день пластовым водопроявлениям, в свете прогноза подъема ГВК, анализа возможного попадания в ближайшем будущем в интервалы «суперколлектора», некачественного цементажа.

Таким образом, месторождение вступает в период, когда без надлежащего финансирования проектные отборы даже 2000–2002 года будут труднодостижимы, и связано это не только с отсутствием средств на расширение участков, но и отставанием ввода вторых очередей ДКС, возможным выбытием из действующего фонда «старых» скважин.

Технологические показатели разработки представлены в таблице №3.1.

1234	Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: