Смекни!
smekni.com

Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения (стр. 4 из 9)

По результатам первоначального подсчета запасы нефти башкирского яруса Че­репановского купола были подсчитаны по категории С2 районе скважины 187. По данным глубокого разведочного бурения и сейсморазведочных работ изменилось структурное построение и уточнено положение ВНК.

В районе скв. 187 Водонефтяной контакт и граница категории С2 по уточненным данным приняты на абс. отм. - 1052,9м, против утвержденного при первоначальном подсчете запасов -1044м. В районе скв. 252 ВНК на абс. отм - 1064м, запасы нефти в радиусе двойного эксплуатационного шага отнесены к категории С1 остальная часть запасов нефти в контуре нефтеносности к категории С2. В районе скв. 253 - 131 ВНК и уровень категории С1 принят на абс. отм. - 1059м. Залежь в районе скв. 249-188 залегает на более низких гипсометрических отметках, ВНК условно принят на абс. отм. - 1077м, по нижней дыре перфорации в скважине 249. Граница запасов нефти категории С1 проведена на расстоянии двух эксплуатационных шагов на восток и запад от скважин 249 - 188, остальные запасы отнесены к категории С2. Часть площади подсчета запасов находится на террито­рии Пермской области.(граф. прил. ) В 1997 и 2000 году выполнен подсчет запасов нефти данные подсчета запасов приведены в табл. 6.

Таблица 6

Подсчетные параметры и запасы нефти (башкирский ярус Черепановского поднятия)

Категория Площадь,тыс. м2 Эфф. н/н толщина, м Объём, тыс. м3 Коэффициенты Плотность, г/см3 Балансов, запасы, тыс. т К И Н Извлек, запасы, тыс.т
Пори стости,д. ед. Нефте-насыщд. ед. Пере­счёт­ный
Район скв. 187
С1 1427,1 I 2,0 2915,7 0,13 0,73 0,979 0,874 236,8 0,34 80,5
Район скв. 252
С1 774,8 3,7 2889,8 0,17 0,78 0,979 0,874 327,9 0,34 111,5
С1 448,0 2,53 1132,8 0,17 0,78 0,979 0,874 128,5 0,34 43,7
Район скв. 249-255
С1 4945,4 4,6 22646,7 0,12 0,68 0,958 0,897 1588 0,34 540
С1 2666,6 2,1 5654,8 0,12 0,68 0,958 0,897 397 0,34 135
по Удмуртии С1 1172 398
С2 189 64
Район скв. 131-253
С1 2864,1 2,9 8216,8 0,11 0,67 0,958 0,885 513 0,34 175
Итого по А4 по Удмуртии С1 2012,9 684,5
С2 554,3 188,2

Залежи нефти верейского горизонта

Пласт B-III. Учитывая данные бурения (1989-92г.г.) выявлены три обособленные залежи нефти связанные с отдельными небольшими куполами. Промышленные притоки получены в районе скв 247, 252, 249. Водонефтяной контакт и граница категории С1 определялись по данным ГИС и результатам испытания. В районе скв. 247 водонефтяной контакт принят на абс. отм. - 1047м; в р-не скв. 252 - 1042м; в р-не скв. 249-ВНК принят на абс. отм. -1057м. шага от скважины. Данные подсчет запасов приведены в таблице 7.


Таблица 7

Подсчетные параметры и запасы нефти (Пласт В-III Черепановского поднятия):

Категория Площадь,тыс. м2 Эфф. н/н толщина, м Объем,тыс. м3 Коэффициенты Плотность,г/см3 Балансов, запасы, тыс. т К И Н Извлек, запасы, тыс.т
Пори стости,д. ед. Нефте-насыщД. ед. Пересчётный
район скв. 247
С1 1638,19 | 2,78 4562,56 0,13 0,62 0,967 0,895 318,3 0,34 108,2
район скв. 249
С1 345,53 3,5 1233,71 0,14 0,56 0,967 0,895 83,7 0,34 28,5
С1 262,35 1,79 470,31 0,14 0,56 0,967 0,895 . 3.1,9 0,34 10,8
Район скв. 252
С1 1299 0,93 1212,66 0,13 0,64 0,967 0,895 87,3 0,34 29,7
Итого по пласту B-III С1 489,3 177,2
С2 31,9 0,8

Пласт B-II. По результатам разведочного бурения получены промышленные притоки нефти в скв 188, 247, 249, 252. Оперативный подсчет запасов выполнен (1997, 2000г.г.) с учетом сейсморазведочных работ, глубокого разведочного бурения, данных ГИС, испытания скважин, керна, отбора проб нефти по пласту В-П. На Черепановском поднятии выявлены две залежи нефти в районе скв. 131-247 и 249-255.

Водонефтяной контакт установленный по данным опробования скважин и материалов ГИС. По залежи в р-не скв. 131-247 ВНК принят на абс. отм. - 1040м, запасы в пределах контура нефтеносности отнесены к категории d. В р-не скв. 249-255 ВНК принят на абс. отм.- 1046м, граница категории C1проведена на западе по линии ВНК, на востоке на расстоянии двойного эксплуатационного шага от скв. 188, 249. Результаты подсчета запасов приведены в таблице 8.

Таблица 8. Подсчетные параметры и запасы нефти (Пласт В-П Черепановского поднятия)

Категория Площадь,тыс. м2 Эфф. н/н толщина, м Объем, тыс. м3 Коэффициенты Плотность, г/см3 Балансов, запасы, тыс. т К И Н Извлек, запасы, тыс.т
Пори стос-ти,д. ед. Нефте-насыщд. ед. Пересчётный
Район скв. 131-247
С1 15140,5 | 2,89 43700,1 0,18 0,72 0,9671 0,8941 4897,2 0,34 1665
Район скв. 249-255
С1 6232,3 1,88 11718,5 0,14 0,61 0,967 0,892 863 0,34 294
С1 1163,8 1,62 1881,6 0,14 0,61 0,967 0,892 139 0,34 47
По Удмуртии
С1 4188,4 2,22 9302,6 0,14 0,61 0,967 0,892 685 0,34 233
Итого по Удмуртии С1 5582 1898

В настоящее время месторождение в основном разбурено и по каждому объекту разработки накоплен большой геологический материал. Поэтому необходимо составить уточненную геологическую модель месторождения и выполнить пересчет запасов, который позволит систематизировать весь полученный материал по бурению, сейсморазведке, ГИС, керну и физико-химическим исследованиям нефтей.

В целом по Мишкинскому месторождению на 01.01.2001 г. запасы нефти приводятся в таблице 9.

Таблица 9. Запасы нефти (месторождение в целом)

Пласт Катего-рия- Балансовые запасы нефти тыс. т Утвержденный коэффициент извлечения нефти доли ед. Извлекаемые запасы нефти тыс. т
В-II+В-III С1 93830 0,34 31495
С2 4367 1486
С2 b С1 40211 0,34 13668
С2 838 285
С1 jsn С1 22446 042 9528
С1 t С1 44416 0,39 17322
Итого С1 200903 72013
С2 5205 1771

Анализ текущего состояния разработки.

Мишкинское месторождение введено в разработку в 1973 году в соответствии с технологической схемой.

Утвержденный вариант технологической схемы предусматривает следующие основные положения:

- выделение 4-х эксплуатационных объектов, разбуриваемых самостоятельными сетками скважин:

1 - объект (верейский) - пласты В-П, В-Ш верейского горизонта;

2- объект (башкирский) - пласт. А4 башкирского яруса;

3 - объект (яснополянский)- пласты тульского и бобриковского горизонтов;

4 - объект (турнейский) - черепетский пласт турнейского яруса.

- совершенствование площадных систем заводнения по I, II, III объектам путем ввода в разработку недренируемых запасов нефти, с размещением скважин по сетке 250x250x500 м (13-ти точечная схема) и применением нестационарного заводнения;

разработка IV объекта при термополимерном воздействии, размещение скважин по равномерной треугольной сетке;

- проектные уровни добычи: нефти—1,18 млн.т/год; жидкости—6,5млн. т/год; закачки воды —7,0 млн. т/год;

бурение на месторождении 437 добывающих и четырех нагнетательных скважин при общем проектном фонде 1787 скважин;

проведение опытно промышленных работ по закачке горячей воды в скважины на II и III объектах;

механизированный способ эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН).

В данной работе мы будем рассматривать только 4 объект разработки.

Предусматривалось размещение скважин по равномерной треугольной сетке скважин с расстояниями между ними 500м и организация площадного заводнения по обращенной семиточечной схеме.