Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение

1. Введение

2. Характеристика месторождения

2.1 Географическое расположение

2.2 История освоения месторождения

2.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

2.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов

3. Анализ состояния разработки

3.1 Анализ показателей разработки и фонда Талаканского месторождения

3.2 Анализ выполнения проектных решений Заключение Список использованных источников

1. Введение

Талаканское месторождение расположено на Непско-Пеледуйском своде, на северо-восточном склоне Непско-Ботуобинской антиклизы, юго-западная часть Якутии, Ленский улус. Открыто Талаканское месторождение было в 1987 г. В 1993 г. лицензия на геологическое изучение недр с одновременным правом ведения добычи в режиме опытно-промышленной эксплуатации была выдана компании ОАО «Ленанефтегаз». После банкротства компании, в 2004 году право ведения добычи перешло в руки компании ОАО «Сургутнефтегаз». Структурным подразделением «Сургутнефтегаза» НГДУ «Талаканнефть» оно и разрабатывается на сегодняшний день. В пределах месторождения в настоящее время выделяется лишь один объект разработки — пласт О₁. Само месторождение разделено на 3 блока, 2 из которых в настоящее время находятся в промышленной эксплуатации. Ещё один в опытно-промышленной. Самым крупным по площади и по объёму добываемых углеводородов является Центральный блок. На нём применяется однорядная линейная система разработки для обеспечения достижения максимального КИН. А сами извлекаемые запасы Талаканского месторождения по категориям С1+С2 достигают 110 млн. тонн.

2. Характеристика месторождения

2.1 Географическое расположение

Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Ленского улуса (района) Республики Саха (Якутия), в 250 км юго-западнее г. Ленска (рисунок 2.1.1). Город Ленск является районным центром с целым рядом промышленных предприятий, принадлежащих АК «Алмазы России-Саха», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Ленанефтегаз», ОАО «Тас-сюрях нефтегазодобыча» и др. На территории Ленского района пролегает нефтепровод Восточная Сибирь Тихий Океан (ВСТО). Климат в районе месторождения резко континентальный, что проявляется в больших месячных и годовых колебаниях температуры воздуха. Абсолютный минимум -61 C, самая высокая температура +35 C. Разность температур самого холодного и самого теплого месяцев достигает 45−65 C. Площадь Талаканского месторождения входит в область массивно-островного распространения многолетнемерзлых пород (ММП) и глубокого сезонного промерзания грунтов.

Рисунок 2.1.1 Обзорная карта Талаканского НГКМ

2.2 История освоения месторождения

Талаканское месторождение открыто в 1987 г. В 1993 г. лицензия на геологическое изучение недр с одновременным правом ведения добычи в режиме опытно-промышленной эксплуатации была выдана ОАО «Ленанефтегаз» (дочернее предприятие ОАО «Саханефтегаз»). Срок действия лицензии истек в 1998 году, после чего Министерство природных ресурсов РФ неоднократно продлевало ее. В апреле 2001 г. лицензия на Талакан была выставлена на конкурс. Победителем конкурса стало ОАО «Саханефтегаз», предложившее за право разработки месторождения $ 501 млн. Гарантом исполнения обязательств «Саханефтегаза» выступила НК «ЮКОС». Второе место занял «Сургутнефтегаз», оценивший Талакан в $ 61 млн.

Впоследствии выяснилось, что победитель конкурса не планировал платить за него всю предложенную сумму. Предполагалось, что «Саханефтегаз» осуществит выплаты только в федеральный бюджет, а доля Якутии, составлявшая $ 300 млн, будет зачтена как долг предприятия перед республиканским бюджетом. Парламент Якутии заблокировал это вариант, потребовав от «Саханефтегаза» полного выполнения взятых на себя обязательств. Предприятие ответило отказом, и в начале 2002 г. результаты конкурса на предоставление лицензии были аннулированы. Между тем, «ЮКОС» не планировал отказываться от планов по разработке Талакана. В 2001 году он осуществил скупку акций дочерних предприятий «Саханефтегаза», которые впоследствии обменял на контрольный пакет самого «Саханефтегаза». Получив контроль над держателем временной лицензии на разработку Талакана, «ЮКОС» намеревался одержать победу на следующих торгах, намеченных на декабрь 2002 г. Однако аукцион был отменен, а временная лицензия сроком на 1 год снова оформлена на «Ленанефтегаз». После того, как действие временной лицензии истекло, Министерство природных ресурсов РФ решило ее не продлевать. Новая временная лицензия сроком на 1 год была предоставлена «Сургутнефтегазу». МПР аргументировало свой выбор тем, что «Сургутнефтегаз» является одним из добросовестных недропользователей, обладающих необходимыми техническими возможностями и финансовым потенциалом. Получив временную лицензию, «Сургутнефтегаз» подал иск в Арбитражный суд Якутии, настаивая на том, что по результатам конкурса, прошедшего в 2001 г., компания имеет право на получение постоянной лицензии. Рассмотрев дело, суд вынес решение в пользу «Сургутнефтегаза» .

В конце 2003 г. МПР оформило «Сургутнефтегазу» постоянную лицензию, а компания перечислила в бюджет $ 61 млн. Кроме того, «Сургутнефтегаз» получил лицензии на проведение геологоразведочных работ на Хорокорском, Верхнеполидинском и Кедровом участках, прилегающих к Талаканскому месторождению. Срок действия этих лицензий составляет 5 лет. Летом 2004 г. «Сургутнефтегаз» заключил соглашение с «ЮКОСом» о выкупе у него имущества, расположенного на Талаканском месторождении. Перечень покупаемого имущества включал в себя контрольный пакет акций «Ленанефтегаза». «ЮКОС» оценил свои активы на Талакане в 2 млрд руб.

За период 2004 -2008 гг. затраты компании в развитие региона составили 102 млрд рублей, которые были направлены на разведочное и эксплуатационное бурение, в строительство дороги ВитимТалаканское месторождение, линий электропередачи, трубопроводов, современного речного причала, товарного парка, баз производственного обслуживания, а также объектов социального назначения. Объемы поисковоразведочного бурения за 2004 -2008 гг. достигли уровня 92,8 тыс. погонных метров, построено 47 разведочных скважин.

2.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Талаканское месторождение расположено на Непско-Пеледуйском своде, на северо-восточном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы, юго-западная часть Якутии, Ленский улус. На основании анализа результатов опытно-промышленной эксплуатации Талаканского газонефтяного месторождения установлено что, основные запасы нефти сосредоточены в Центральном блоке месторождения, Осинском горизонте (пласт О₁).

Осинский горизонт (пласт О₁) сложен доломитами и доломитизированными извесняками, общая толщина пласта О₁ 45−55м., глубина кровли 1040−1045м. Карбонатный резервуар Осинского горизонта, в котором промышленные коллектора связаны с биостромами, сложен микрофиллито-водорослевыми и пелоидными породами. Эти породы представлены зернистыми доломитами, которые являются продуктом переработки обломочно-микрофилитовых, сгустково-фитогенных неслоистых или грубослоистых известняков, и имеют высокие коллекторские свойства. В составе слагающих пород встречаются непроницаемые прослои ангидритизированных и галинизированных доломитов, коллектор гранулярного и кавернозногранулярного типа, установлена трещиноватость. Основной породой являются разнокристаллические доломиты. По характеристикам они близки к гранулярным и очень слабо засолены. Второй по значимости породой коллектором являются доломиты разнокристаллические известковые. Их ёмкостные параметры достаточно высоки, но неоднородность строения заметно снижает фильтрационные свойства. Возможной породой-коллектором считаются фитогенные известняки, так как они подвержены процессам трещинообразования. Залежи Осинского горизонта на Талаканском месторождении пластово-сводового типа, с элементами тектонического и литологического экранирования. Литологическое экранирование достаточно четко выражено в северной и южной частях месторождения, где ухудшаются коллекторские свойства горизонта вплоть до полного замещения коллекторов плотными породами.

На основании изучения керна из продуктивного горизонта, данных обработки ГИС, а также результатов опробования и испытания скважин установлены следующие параметры залежей:

· начальное пластовое давление 100атм,

· начальная пластовая температура 120⁰С,

· пористость газонасыщенных коллекторов 5−24%,

· нефтенасыщенны 5−26%,

· промышленная пористость нефтенасыщенных коллекторов менее 10%,

· проницаемость (определена только по данным керна) 0,073−0,270 мкм²,

· коэффициент песчанистости 0,58−0,77,

· расчленённости 5,2−4,5,

· анизотропия около 3,

· эффективная толщина пласта от 0,6 до 35 м.

Талаканская структура, к которой приурочено одноименное месторождение, имеет достаточно сложное строение. Она ориентирована в субширотном направлении и имеет размеры 20−45×25 км. Поднятие имеет асимметричное строение. Осевая часть смещена к юго-восточному контуру поднятия, на значительном протяжении редуцировано. Вдоль юго-восточного крыла структура практически не имеет пликативного замыкания, ограничиваясь разрывными нарушениями различной амплитуды. На этом участке наиболее приподнятая часть его близка к линии замещения коллекторов Осинского продуктивного горизонта. Характерной особенностью является блоковое строение Талаканского поднятия. Серией дизъюнктивных нарушений северо-западного простирания оно раздроблено на три крупных тектонических блока, получивших названия: Таранский, Центральный и Восточный. Ориентировка нарушений, ограничивающих грабенообразные прогибы, в целом согласуется с простиранием изолиний поверхности фундамента.

Талаканское месторождение находится в зоне островного развития многолетнемерзлых пород, которые, в основном, распространяются в долинах рек и ручьев, реже на склонах и водоразделах. Мощность ММП в долинах рек — 25−66 м. Островное развитие мерзлоты способствует благоприятным условиям питания подмерзлотных, межмерзлотных и надмерзлотных вод за счет инфильтрации атмосферных осадков, обеспечивая тем самым надежность восполнения естественных ресурсов подземных вод и гарантированность условий водоснабжения. Кроме этого, площадь работ интенсивно закарстована, что уменьшает возможность образования ММП. Многолетняя мерзлота оказывает влияние нараспространение и разгрузку подземных вод, на локальных участках создавая местные напоры.

К настоящему времени наиболее изучен глубоким бурением и сейсморазведкой Центральный блок, контролирующий основные по запасам залежи нефти. Ограничивающие его с юго-запада и северо-востока протяженные дизъюнктивные нарушения, уверенно выделяются по геолого-геофизическим данным. Остаточные запасы нефти находятся в низко-пористых, малопроницаемых, зачастую трещиноватых карбонатных коллекторах Осинского горизонта.

2.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов

Свойства пластовых флюидов Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследований глубинных проб нефти из семи скважин и многочисленных поверхностных проб: плотность нефти 0,780−0,817 г/см3., давление насыщения нефти газом 94 атм, газосодержание нефти 80,32 м3/т., вязкость нефти в пластовых условиях 3,32мПа*с., смолистая — 13,16%, парафиновая — 1,74%, малосернистая — 0,49%, температура плавления парафина — 49,50С, газ метановый с высоким содержанием гелия 0,23−0,31%, плотность газа 0,631−0,642 г/см3., конденсатосодержание 12,5 г/м3., пластовые воды представлены рассолами плотностью 1,246−1,288 г/см3 с содержанием солей до 358−478 г/л (в солевом составе преобладают хлориды кальция 59,2−66,4% и хлориды натрия 18,04−31,4%). Необходимо отметить аномально высокую вязкость пластовой воды в связи с низкой пластовой температурой и высокой минерализацией.

Растворенный газ ярко выраженного метанового типа, с низким содержанием неуглеводородных компонентов (диоксид углерода, азот+редкие — не более 1,3% объемных).В составе газа дегазации отобранных глубинных проб концентрация гелия составляет 0,003−0,007% объём. Газ дегазации (однократная сепарация) в основном представлен метаном (57−72% объем.), этаном (9−17% объем.), содержание пропан-бутановой фракции составляет 201−420 г/м³, содержание фракции С₅₊ — 28−175 г/м³.

Исследования глубинных проб показали следующие значения параметров (таблица 2.4.1)

Таблица 2.4.1 Анализ физико-химических параметров скважин залежи I Талаканского месторождения по отобранным пробам в 2004 году.

Залежь I:

Плотность нефти: 804, 98 — 825,56 кг/м3, среднее значение по залежи 814,21 тогда как по ТЭП плотность принята 790 кг/м3 (абсолютное отклонение от ТЭП -24,21, относительное 3%);вязкость нефти в условиях пласта: 2,84 — 4,75 мПа*с, среднее значение по залежи 3,63 мПа*с, по ТЭП 3,59 (абсолютное отклонение от ТЭП -0,04, относительное — 1%);

Давления насыщения: 7,09 — 9,02 Мпа, среднее значение по залежи 8,36, по ТЭП 9,42 (абсолютное отклонение от ТЭП 0,80, относительное 9%);

Газосодержание: 60,38 — 89,35 м3/т, среднее значение по залежи 78,12, по ТЭП 79,12 (абсолютное отклонение от ТЭП 1, относительное 1%);

Коэффициент сжимаемости: 8,11 — 13,55 1/Мпа*10−4, среднее значение по залежи 10,27, по ТЭП 11,4 (абсолютное отклонение от ТЭП 1,13, относительное 11%); объёмный коэффициент пластовой нефти (стандартная сепарация): 1,09 — 1,16, среднее значение по залежи 1,13, по ТЭП 1,15 (абсолютное отклонение от ТЭП 0,02, относительное 2%).

Сведения о запасах Таблица 2.4.2 Текущие запасы углеводородного сырья ЦБ Талаканского НГКМ по состоянию на 01.01.2010 г.

3. Анализ состояния разработки

3.1 Анализ показателей разработки объекта Талаканского месторождения

Показатели по состоянию на 01.01.2012 составляют:

· накопленная добыча нефти — 7 млн. 676 тыс.т. текущий КИН равен 0.022 доли ед., при утвержденном КИН_С1+С2=0,285 доли ед., % от НИЗ равен 7,49%.

· накопленный отбор газа газовой шапки — 282 млн. 100 тыс. м³ текущий КИН равен 0,015 доли ед., при утвержденном КИГ=1 доли ед., % от НИЗ равен 1,94%.

· накопленный отбор конденсата 3 тыс.т., текущий КИК равен 0.014 доли ед., при утвержденном КИК=0,94 доли ед., % от НИЗ равен 1,546%.

· накопленный отбор попутного газа — 886 млн. 776 тыс. 897 м³.

На 2012 месторождение находится на начальной стадии разработки, отборы углеводородного сырья незначительны, поэтому делать какие-либо выводы о выработке запасов преждевременно.

Согласно технологическим расчетам, приведенным в НИР «Технологическая схема ОПР Центрального блока Талаканского месторождения» при реализации проектных решений данного документа достижимый КИН составит 0.285 доли ед. (категории С1+С2). Показатели по выработке запасов представлены в таблице 3.1.1

Таблица 3.1.1 Начальные и текущие показатели по выработке запасов Талаканского НГКМ

На 01.01.2010 добывающий фонд составил 190 скважин, нагнетательный — 42 скважины, водозаборный — 22, газовый — 1, контрольно-пьезометрический — 4, ликвидированный — 6, консервационный — 5. Общий фонд составит 270 скважин.

На 01.08.2011 г. общий фонд эксплуатационных скважин на Талаканском месторождении составил 218 шт., принадлежащих ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «Ленанефтегаз». В добывающем нефтяном фонде числятся 158 скважины (ОАО «СНГ» — 135 скв., ОАО «ЛНГ» — 23 скв.). В эксплуатационном газовом фонде числится 2 скважина (ОАО «СНГ» — 1 скв., ОАО «ЛНГ» — 1 скв.). В эксплуатационном нагнетательном фонде числятся 36 скважин (ОАО «СНГ» — 35 скв., ОАО «ЛНГ» — 1 скв.). В эксплуатационном водозаборном фонде числятся 22 скважин. Контрольных и пьезометрических скважин на балансе 4 шт. Ликвидированный фонд составляет 6 скважин, консервационный — 5.

3.2 Анализ выполнения проектных решений

Для обоснования рациональной системы разработки горизонта O₁ проведены следующие исследования.

Выполнены с соблюдением пластовых условий лабораторные эксперименты на образцах керна горизонта O₁ по определению остаточной нефтенасыщенности при:

· вытеснении нефти водой (два эксперимента);

· вытеснении нефти азотом (два эксперимента);

· вытеснение нефти метаном (два эксперимента);

· вытеснение нефти водогазовым воздействием (три эксперимента).

Выполнены с соблюдением пластовых условий лабораторные эксперименты на образцах керна горизонта O₁ по определению фазовых проницаемостей при вытеснении нефти водой (три эксперимента).

Построены с применением оригинальной методики относительные фазовые проницаемости по нефти, воде и газу.

Рассмотрены следующие системы размещения скважин:.

· линейная трехрядная;

· обращенная девятиточечная;

· обращенная семиточечная;

· пятиточечная;

· замкнутая простой архитектуры;

· замкнутая сложной архитектуры;

· однорядная линейная;

· замкнутая, предложенная ОАО «Ленанефтегаз».

В каждой системе размещения скважин (кроме предложенной ОАО «Ленанефтегаз») рассмотрены следующие плотности сеток скважин: 9, 16, 25, 36,49,64,81,100 га/скв.

Основываясь на выполненных исследованиях, рассмотрены семь вариантов разработки месторождения. Во всех вариантах. -закачиваются в газовую шапку излишки добытого газа (сверх потребностей в газе на собственные нужды) и принят (учитывая агрессивную среду их работы) одинаковым срок службы скважин 30 лет. В вариантах 1−4 добывающие и нагнетательные скважины горизонтальные, бурятся на депрессии. В вариантах 5−7 нагнетательные скважины вертикально-наклонные, бурятся на репрессии, добывающие скважины горизонтальные, в вариантах 5−6 бурятся на депрессии, в варианте 7 — на репрессии.

Вариант 1 — применение на залежи I водогазового воздействия, на залежах II и III — заводнения.

Вариант 2 — применение на залежи I водогазового воздействия, на залежи IIзаводнения, на залежи III — частичного заводнения (вода закачивается в два нагнетательных ряда, примыкающих к линии тектонического нарушения между залежью III и залежами I и II. Остальные скважины добывающие и эксплуатируются в режиме газовой репрессии. Отключение их из эксплуатации проводится при газовом факторе (по жидкости) 8000 м³/т).

Вариант 3 — заводнение всех залежей.

Вариант 4 — отличается от варианта 3 частичным заводнением залежи III. нефтегазоконденсатное месторождение пласт скважина Вариант 5 — по технологии аналогичен варианту 4 (нагнетательные скважины вертикально-наклонные).

Вариант 6 — аналогичен по технологии варианту 3 (нагнетательные скважины вертикально-наклонные).

Вариант 7 — отличается от варианта 4 тем, что добывающие скважины бурятся на репрессии (нагнетательные скважины вертикально-наклонные). Необходимо отметить сложную осуществимость этого варианта, поскольку, как показывает практика, невозможно пробурить на репрессии горизонтальные скважины повышенной протяженности.

Выбор проекта По протоколу ЦКР № 4877 от 19.08.2010 г. было принято решение о формирование следующей системы разработки:

1. Формирование однорядной линейной системы с размещением добывающих горизонтальных скважин и нагнетательных наклонно-направленных скважин с расстоянием между горизонтальными добывающими скважинами — 900 м, между нагнетательными скважинами — 450 м, между рядами добывающих и нагнетательных скважин — 700 м. Базовая плотность сетки скважин — 42 га; Строительство многозабойных скважин в 2−3 этапа:

Первый этап — строительство горизонтальной скважины со вскрытием продуктивного пласта на репрессии, длина горизонтального участка — 200 м. Ввод скважины в эксплуатацию;

Второй этап — удлинение горизонтального участка до проектного забоя

(600 м) с зарезкой одного и более ответвлений из горизонтального участка при проведении капитального ремонта со вскрытием продуктивного пласта на депрессии (равновесии);

Третий этап — с целью оптимизации выработки запасов нефти по всему разрезу, зарезка дополнительных ответвлений при проведении капитального ремонта в верхнюю часть разреза с последующей изоляцией основного ствола по мере обводнения скважины.

2. Фонд скважин всего — 523, в том числе: добывающих — 214, нагнетательных — 246, наблюдательных — 5, водозаборных — 43, газовых — 5, в консервации — 6, ликвидированных — 2.

3. Фонд скважин для бурения всего — 348, в том числе: добывающих — 137, нагнетательных — 188, наблюдательных — 2, водозаборных — 21.

4. Проектный фонд скважин для бурения, расположенный в подгазовых, приконтурных, а также неуверенных в геологическом отношении зонах считать зависимым от результатов бурения первоочередных ближайших скважин. При необходимости, строительство скважин осуществлять по конструкции нагнетательных и эксплуатировать как нагнетательные.

5. Местоположение и количество забоев в многозабойных добывающих скважинах определять (уточнять) ежегодно на основе текущего анализа выработки запасов.

6. Использование скважин, выполнивших проектное назначение, а также при неподтверждении геологического строения, в качестве пьезометрических.

7. Местоположение и количество скважино-точек для зарезки боковых стволов определять (уточнять) ежегодно на основании текущего анализа выработки запасов.

8. Применение фонтанного и механизированного (ЭЦН) способов добычи нефти. Применение периодической эксплуатации скважин в том случае, если по геологическим, техническим или технологическим причинам эксплуатация скважин в непрерывном режиме не возможна (не целесообразна).

9. Для поддержания пластового давления — использование вод нижне-среднекембрийского водоносного комплекса, сточных, а так же излишков попутного газа, закачиваемых в газовую шапку III залежи.

10. Давление на устьях нагнетательных скважин при закачке воды — 6ч7 МПа. Ориентировочное давление на устьях газовых скважин при закачке газа — 10ч14 МПа.

11. Применение следующих технологий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пластов: кислотные ОПЗ с растворами ПАВ, ОПЗ растворителями, эмульсионными и щёлочно-кислотными составами; опытные ГРП, перестрелы и дострелы продуктивных интервалов, зарезка боковых стволов при капитальном ремонте скважин.

12. Достижение КИН — 0.299 (по категории С₁), Кохв — 0.59, Квыт — 0.51.

Заключение

Проанализировав технические показатели по добыче и структуру добывающего фонда, можно сделать следующие выводы.

На данный момент оно в целом находится на начале II стадии разработки, продолжается освоение новых участков. Активно применяются методы увеличения интенсификации притока с использованием скребков, МДС, греющих кабелей, горячей промывки, кислотных обработок. Применяется однорядная линейная система разработки. Добывающие скважины являются в основном горизонтальными и эксплуатируются электроцентробежными, электровинтовыми насосами, фонтанным способом. Нагнетательные скважины бурят наклонно-направленными. Текущий КИН составляет 0,022. Начальное пластовое давление 11 МПа, текущее — 10 МПа. Средний дебит одной скважины 94 м³/сут, средняя приёмистость одной нагнетательной скважины 206 т/сут. Проницаемость составляет 136 мД. Газовый фактор — 80,4 м³/т. Весовая обводнённость — 3,8%. Компенсация с начала разработки — 103%, компенсация с начала года — 154%. Давление насыщения составляет 92 атм. Закачка воды с начала разработки — 33 060 т. м³. Добыча нефти с начала разработки — 30 057 т.т.

1. Лисовский Н. Н., Базиев Т. В. Технологическая схема опытнопромышленной разработки Центрального блока Талаканского месторождения. — 2006.

2. Материалы интернет-ресурса www. spec-avtoteh.ru

3. Материалы интернет-ресурса www.ysia.ru

4. Анализ результатов ОПР Талаканского месторождения", 2002. Гипровостокнефть.

5. Программа работ ОАО «Ленанефтегаз» по ОПР ЦБТМ на 2003 год

6. Авторский надзор за реализацией технологической схемы опытно-промышленной разработки Центрального блока Талаканского месторождения — 2008. ТО «СургутНИПИнефть»

7. Подсчет запасов нефти и газа центрального блока Талаканского месторождения — 1997. ОАО ННГК «Саханефтегаз»

8. Авторский надзор за реализацией технологической схемы опытно-промышленной разработки Центрального блока Талаканского месторождения — 2009. ТО «СургутНИПИнефть» .

9. Технологическая схема разработки Центрального блока Талаканского месторождения — 2011. ТО «СургутНИПИнефть» .