Файл: Повышение конечного коэффициента нефтеизвлечения за счет горизонтальных скважин на примере Мишкинского месторождения.doc
Добавлен: 23.11.2023
Просмотров: 215
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
отношении представлены карбонатными породами, известковыми, при этом в разрезе выделяется от 1 до 29 пористых прослоев. В связи с этим суммарная толщина коллектора непостоянная и изменяется от 10 м (скважина 207) до 39,2 м (скважина 193). Залежь нефти, в основном, приурочена к верхнему пласту, имеющему в среднем толщину 15- 20 м. Нефтенасыщенные толщины по черепецкому горизонту изменяются от 6,6 м (скважина 1434) до 24,6 м (скважина 1811).
В подошвенной части этого основного верхнего пласта залегает прослой плотных (по промыслово-геофизическим данным) низкопроницаемых пород толщиной 3-6 м, который отделяет его от нижних водоносных пропластков. Однако анализ кернового материала по некоторым скважинам из этого плотного прослоя, выполненный в Пермском отделении ВНИГНИ, свидетельствует о наличии в нем трещиноватости. Физико-геологические параметры эксплуатационных объектов Мишкинского месторождения приведены в таблице 1.При сравнительно удовлетворительных средних данных о коллекторских свойствах продуктивные пропластки черепецкого горизонта существенно неоднородны и насыщены тяжелой высоковязкой смолисто-парафинистой нефтью. Плотность ее - 0,92 г/см3, вязкость в пластовых условиях - до 75 мПа-с, газовый фактор составляет всего 7 м3/т. Запроектированный (и принятый) коэффициент нефтеотдачи по IV эксплуатационному объекту 0,39. Для достижения его на данном объекте по расчетам предполагается пробурить 101 скважину (в том числе 67 эксплуатационных и 34 нагнетательных).
Обобщенные физико-геологические параметры эксплуатационных
объектов Мишкинского месторождения .
Таблица 1
1.3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов.
В тектоническом отношении Мишкинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре субширотного простирания, в юго-восточной части Киенгопского вала. Структура осложнена двумя куполами западным Воткинским и восточным Черепановским.
В геологическом строении месторождения принимают участие отложения девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.
верхнефранско-турнейского комплекса
Отложения этого комплекса являются нефтеносными на значительной части рассматриваемой территории. Залежи нефти выявлены в франско-фаменских и турнейских (малевско-упинский, черепетский и кизеловский горизонты) породах.
Продуктивная толща представлена известняками, доломитами, аргиллитами, битуминозными сланцами.
Наибольшее количество залежей в верхнефранско-турнейском нефтегазоносном комплексе приурочено к карбонатным отложениям турнейского яруса, к кизеловскому (пласт C1t-I), черепетскому (пласты C1t-II, C1t-III) и (или) нерасчленённым Малевскому и упинскому (пласты C1t-IV, C1t-V) горизонтам. В настоящее время открыты 22 залежи, приуроченные к наиболее высоким участкам структур облекания рифов.
Большинство залежей, выявленных в рассматриваемой толще, приурочено к отложениям малевского и упинского горизонтов. Продуктивные пласты представлены кавернозными, пористыми известняками и доломитами, разобщёнными между собой плотными невыдержанными по площади перемычками, которые часто на коротких расстояниях выклиниваются. На отдельных участках проницаемые пласты сливаются друг с другом и образуют гидродинамически связанный резервуар. Залежи разнообразные по продуктивности пластов, размерам, коллекторским свойствам и другим геолого-нефтяным параметрам.
1.4.Физико-химические свойства и состав нефтей и газов
1.4.1. Свойства и состав нефти.
В целом нефти Удмуртии тяжёлые, смолистые до высокосмолистых
, сернистые с абсолютными глубинами залегания залежей от –680 м (каширская залежь) в Арланском до –2000 м (вендские отложения) в Киенгопско-Верещагинском нефтегазоносных районах. Условно их можно подразделить на 3 группы:
1 группа – относительно лёгкие нефти среднекаменноугольных карбонатных и девонских терригенных отложений, характеризующиеся плотностью от 0,851 до 0,8963 г/см3;
2 группа – тяжёлые нефти нижнекаменноугольных отложений тульского, бобриковского горизонтов и турнейского яруса, характеризующиеся плотностью от 0,8934 до 0,931 г/см3;
3 группа – весьма тяжёлые нефти вендских отложений, характеризующиеся плотностью от 0,9664 до 0,9706 г/см3.
Верхнефранско-турнейский карбонатный и визейский терригенный комплексы
Абсолютные глубины залегания залежей изменяются, соответственно, от –1081 до –1280 и от –1250 до –1340 м. Нефти тяжёлые, смолистые, тёмного цвета. Нефти турнейских и визейских залежей близки по своим физико-химическим свойствам и характеризуются содержанием углерода – 82-84,5 %, водорода - 1,2-13,6 %, кислорода – 0,13-0,25 %. Плотность нефтей – 0,824-0,936 г/см3, вязкость – 39-207 мм2/с. Содержание серы меняется в широком диапазоне от 1,88 до 4,57 %, парафина – 2,11-5,8 %, смол селикагелевых – 16,5-31 %, асфальтенов – 3,08-5,11 %. Молекулярная масса изменяется от минимальных значений 238 до 317 в зависимости от количества смолистых веществ. Групповой углеводородный состав бензиновых фракций состоит из парафиновых УВ-в 59-69,4 %, нафтеновых – 17-25 %, ароматических – 9,8-24 %. Давление насыщения колеблется в пределах 35-93 % от пластового давления, причём наибольшее давление отмечается в залежах нефти, приуроченных к Киенгопскому валу. Газовые фекторы также меняются в широком диапазоне от 6,1 до 31,5 м3/т.
На основе изложенного можно заключить, что в целом нефти Удмуртии сернистые, смолистые и парафинистые.
Относительно лёгкие нефти (0,851-0,896 г/см3) приурочены к среднекаменноугольным карбонатным и девонским терригенным породам.
Тяжёлые нефти (0,893-0,931 г/см3) связаны с визейскими и турнейскими отложениями. Весьма тяжёлые нефти с плотностью 0,968-0,970 г/см3 характерны для вендско-рифейских образований.
Особенностью среднекаменноугольных отложений является наличие в них газовых залежей с высоким содержанием азота (87-99,7 %).
1.4.2. Состав попутного газа
Пробы отобраны из 10 скважин (всего 23 пробы).
В составе попутного газа содержится повышенное количество азота. По турнейскому ярусу среднее значение его составляет 93,54 %, по яснополянскому надгоризонту – 67,2 %, по башкирскому ярусу – 44,4 %, по верейскому горизонту –37,7 %. Такое содержание азота, а также низкие газовые факторы дают возможности использовать попутный газ как топливо, только на нужды промышленных предприятий.
По содержанию гелия яснополянского надгоризонта (0,042%) и черепецкого яруса (0,071 %) он представляет промышленный интерес, но ввиду низких газовых факторов, т.е. малой добычи гелия, рентабельность добычи его ставится по сомнение. Содержания гелия в попутном газе верейского горизонта и башкирского яруса соответственно равно 0,0265 % и 0,006 %.
1.4.3. Свойства пластовой жидкости
Турнейский ярус
Минерализация вод кизеловского горизонта равна 279,2 г/л; S – 68; Ɣγ = SO4 / Cl x 100 – 0,32; ВƔ - 728 мг/г; J –13мг/л; В2О3 – 169 мг/л. Вода отложений кизельского горизонта редко отличается от вод яснополянских отложений, что говорит об изолированности водоносных пластов горизонта.
Вода черепетского горизонта сильно минерализована. Для них характерны высокие содержания кальция 19% экв. Коэффициент γ= Cl – Na/Mg выше 3; γ = SO4 /Cl -100 – 0,12 х 0,25.
Первичный подсчет запасов нефти выполнен трестом «Удмуртнефтеразведка» по состоянию на 15.10.69 г. Результаты подсчета утверждены ГКЗ СССР (протокол № 5942 от 10.04.70 г.).
В период 1989- 2001 годы в процессе эксплуатационного разбуривания и выполнения геологоразведочных работ с получением новой информации неоднократно производилась оперативная оценка запасов и перевод в более высокие категории с утверждением их в ЦКЗ, часть запасов категории С2 была списана. Оперативные приросты запасов нефти после 1970 года производились:
В 1982 году по верейской залежи в количестве 322 тыс.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС1;
В 1987 году по башкирской залежи в количестве 1669 тыс.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС1;
В 1990 году по верейской и башкирской залежам в количестве 2125 тыс.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС1;
В 1991 году по всем залежам в количестве 280 тыс.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС1;
В 1994 году по башкирской залежи в количестве 893 тыс.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС1;
В 1997 году по верейской, башкирской и турнейской залежам в количестве 2246 тыс.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС1;
В 2000 году по отложениям верейского горизонта, башкирского, визейского и турнейского ярусов прирост составил 1605 тыс.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС1. При этом отдельные участки залежей оказались расположены в Пермской области, соответственно запасы этих участков учитываются Госбалансом по территориям – Удмуртская республика, Пермская область (протокол. ЦКЗ РФ № 295-2001(М) от 26.03.2001 г.).
В 2001 году по результатам бурения разведочных скважин 10R, 14R, 308R выполнен оператиный подсчёт запасов нефти Чужеговского поднятия по продуктивным отложениям верейского горизонта (протокол ЦКЗ РФ №199(М) от 01.04.2002 г.). Подсчитанные запасы в количестве 334 тыс.т извлекаемых категории С1 расположены за пределами разрешенной лицензионной деятельности и были учтены в нераспределённом фонде недр.
В 2005 г. ЗАО «ИННЦ» выполнен отчет по пересчету запасов нефти месторождения.
В подошвенной части этого основного верхнего пласта залегает прослой плотных (по промыслово-геофизическим данным) низкопроницаемых пород толщиной 3-6 м, который отделяет его от нижних водоносных пропластков. Однако анализ кернового материала по некоторым скважинам из этого плотного прослоя, выполненный в Пермском отделении ВНИГНИ, свидетельствует о наличии в нем трещиноватости. Физико-геологические параметры эксплуатационных объектов Мишкинского месторождения приведены в таблице 1.При сравнительно удовлетворительных средних данных о коллекторских свойствах продуктивные пропластки черепецкого горизонта существенно неоднородны и насыщены тяжелой высоковязкой смолисто-парафинистой нефтью. Плотность ее - 0,92 г/см3, вязкость в пластовых условиях - до 75 мПа-с, газовый фактор составляет всего 7 м3/т. Запроектированный (и принятый) коэффициент нефтеотдачи по IV эксплуатационному объекту 0,39. Для достижения его на данном объекте по расчетам предполагается пробурить 101 скважину (в том числе 67 эксплуатационных и 34 нагнетательных).
Обобщенные физико-геологические параметры эксплуатационных
объектов Мишкинского месторождения .
Таблица 1
| № п/п | Наименование параметра | Турнейский ярус, черепетский горизонт |
| 1 | Средняя глубина,м | 1490 |
| 2 | Тип залежи | Массивная |
| 3 | Тип коллектора | карб |
| 4 | Средняя общая толщина, м | 19,2 |
| 5 | Абсолютная отметка ВНК, м | -1358 |
| 6 | Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м | 12 |
| 7 | Проницаемость, 10-3мкм2 | 235 |
| 8 | Гидропроводность мкм2м/(мПа с) | 0,039 |
| 9 | Начальное пластовое давление, МПа | 16,12 |
| 10 | Пористость , % | 16,0 |
| 11 | Давление насыщения, МПа | 9,7 |
| 12 | Пластовая температура,0С | 32 |
| 13 | Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с | 73,2 |
| 14 | Газонасыщенность,м3/т | 7,0 |
| 15 | Плотность нефти в поверхностных условиях,г/см3 | 0,9139 |
1.3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов.
В тектоническом отношении Мишкинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре субширотного простирания, в юго-восточной части Киенгопского вала. Структура осложнена двумя куполами западным Воткинским и восточным Черепановским.
В геологическом строении месторождения принимают участие отложения девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.
верхнефранско-турнейского комплекса
Отложения этого комплекса являются нефтеносными на значительной части рассматриваемой территории. Залежи нефти выявлены в франско-фаменских и турнейских (малевско-упинский, черепетский и кизеловский горизонты) породах.
Продуктивная толща представлена известняками, доломитами, аргиллитами, битуминозными сланцами.
Наибольшее количество залежей в верхнефранско-турнейском нефтегазоносном комплексе приурочено к карбонатным отложениям турнейского яруса, к кизеловскому (пласт C1t-I), черепетскому (пласты C1t-II, C1t-III) и (или) нерасчленённым Малевскому и упинскому (пласты C1t-IV, C1t-V) горизонтам. В настоящее время открыты 22 залежи, приуроченные к наиболее высоким участкам структур облекания рифов.
Большинство залежей, выявленных в рассматриваемой толще, приурочено к отложениям малевского и упинского горизонтов. Продуктивные пласты представлены кавернозными, пористыми известняками и доломитами, разобщёнными между собой плотными невыдержанными по площади перемычками, которые часто на коротких расстояниях выклиниваются. На отдельных участках проницаемые пласты сливаются друг с другом и образуют гидродинамически связанный резервуар. Залежи разнообразные по продуктивности пластов, размерам, коллекторским свойствам и другим геолого-нефтяным параметрам.
1.4.Физико-химические свойства и состав нефтей и газов
1.4.1. Свойства и состав нефти.
В целом нефти Удмуртии тяжёлые, смолистые до высокосмолистых
, сернистые с абсолютными глубинами залегания залежей от –680 м (каширская залежь) в Арланском до –2000 м (вендские отложения) в Киенгопско-Верещагинском нефтегазоносных районах. Условно их можно подразделить на 3 группы:
1 группа – относительно лёгкие нефти среднекаменноугольных карбонатных и девонских терригенных отложений, характеризующиеся плотностью от 0,851 до 0,8963 г/см3;
2 группа – тяжёлые нефти нижнекаменноугольных отложений тульского, бобриковского горизонтов и турнейского яруса, характеризующиеся плотностью от 0,8934 до 0,931 г/см3;
3 группа – весьма тяжёлые нефти вендских отложений, характеризующиеся плотностью от 0,9664 до 0,9706 г/см3.
Верхнефранско-турнейский карбонатный и визейский терригенный комплексы
Абсолютные глубины залегания залежей изменяются, соответственно, от –1081 до –1280 и от –1250 до –1340 м. Нефти тяжёлые, смолистые, тёмного цвета. Нефти турнейских и визейских залежей близки по своим физико-химическим свойствам и характеризуются содержанием углерода – 82-84,5 %, водорода - 1,2-13,6 %, кислорода – 0,13-0,25 %. Плотность нефтей – 0,824-0,936 г/см3, вязкость – 39-207 мм2/с. Содержание серы меняется в широком диапазоне от 1,88 до 4,57 %, парафина – 2,11-5,8 %, смол селикагелевых – 16,5-31 %, асфальтенов – 3,08-5,11 %. Молекулярная масса изменяется от минимальных значений 238 до 317 в зависимости от количества смолистых веществ. Групповой углеводородный состав бензиновых фракций состоит из парафиновых УВ-в 59-69,4 %, нафтеновых – 17-25 %, ароматических – 9,8-24 %. Давление насыщения колеблется в пределах 35-93 % от пластового давления, причём наибольшее давление отмечается в залежах нефти, приуроченных к Киенгопскому валу. Газовые фекторы также меняются в широком диапазоне от 6,1 до 31,5 м3/т.
На основе изложенного можно заключить, что в целом нефти Удмуртии сернистые, смолистые и парафинистые.
Относительно лёгкие нефти (0,851-0,896 г/см3) приурочены к среднекаменноугольным карбонатным и девонским терригенным породам.
Тяжёлые нефти (0,893-0,931 г/см3) связаны с визейскими и турнейскими отложениями. Весьма тяжёлые нефти с плотностью 0,968-0,970 г/см3 характерны для вендско-рифейских образований.
Особенностью среднекаменноугольных отложений является наличие в них газовых залежей с высоким содержанием азота (87-99,7 %).
1.4.2. Состав попутного газа
Пробы отобраны из 10 скважин (всего 23 пробы).
В составе попутного газа содержится повышенное количество азота. По турнейскому ярусу среднее значение его составляет 93,54 %, по яснополянскому надгоризонту – 67,2 %, по башкирскому ярусу – 44,4 %, по верейскому горизонту –37,7 %. Такое содержание азота, а также низкие газовые факторы дают возможности использовать попутный газ как топливо, только на нужды промышленных предприятий.
По содержанию гелия яснополянского надгоризонта (0,042%) и черепецкого яруса (0,071 %) он представляет промышленный интерес, но ввиду низких газовых факторов, т.е. малой добычи гелия, рентабельность добычи его ставится по сомнение. Содержания гелия в попутном газе верейского горизонта и башкирского яруса соответственно равно 0,0265 % и 0,006 %.
1.4.3. Свойства пластовой жидкости
Турнейский ярус
Минерализация вод кизеловского горизонта равна 279,2 г/л; S – 68; Ɣγ = SO4 / Cl x 100 – 0,32; ВƔ - 728 мг/г; J –13мг/л; В2О3 – 169 мг/л. Вода отложений кизельского горизонта редко отличается от вод яснополянских отложений, что говорит об изолированности водоносных пластов горизонта.
Вода черепетского горизонта сильно минерализована. Для них характерны высокие содержания кальция 19% экв. Коэффициент γ= Cl – Na/Mg выше 3; γ = SO4 /Cl -100 – 0,12 х 0,25.
1.5. Запасы нефти, газа, КИН.
Первичный подсчет запасов нефти выполнен трестом «Удмуртнефтеразведка» по состоянию на 15.10.69 г. Результаты подсчета утверждены ГКЗ СССР (протокол № 5942 от 10.04.70 г.).
В период 1989- 2001 годы в процессе эксплуатационного разбуривания и выполнения геологоразведочных работ с получением новой информации неоднократно производилась оперативная оценка запасов и перевод в более высокие категории с утверждением их в ЦКЗ, часть запасов категории С2 была списана. Оперативные приросты запасов нефти после 1970 года производились:
В 1982 году по верейской залежи в количестве 322 тыс.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС1;
В 1987 году по башкирской залежи в количестве 1669 тыс.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС1;
В 1990 году по верейской и башкирской залежам в количестве 2125 тыс.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС1;
В 1991 году по всем залежам в количестве 280 тыс.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС1;
В 1994 году по башкирской залежи в количестве 893 тыс.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС1;
В 1997 году по верейской, башкирской и турнейской залежам в количестве 2246 тыс.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС1;
В 2000 году по отложениям верейского горизонта, башкирского, визейского и турнейского ярусов прирост составил 1605 тыс.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС1. При этом отдельные участки залежей оказались расположены в Пермской области, соответственно запасы этих участков учитываются Госбалансом по территориям – Удмуртская республика, Пермская область (протокол. ЦКЗ РФ № 295-2001(М) от 26.03.2001 г.).
В 2001 году по результатам бурения разведочных скважин 10R, 14R, 308R выполнен оператиный подсчёт запасов нефти Чужеговского поднятия по продуктивным отложениям верейского горизонта (протокол ЦКЗ РФ №199(М) от 01.04.2002 г.). Подсчитанные запасы в количестве 334 тыс.т извлекаемых категории С1 расположены за пределами разрешенной лицензионной деятельности и были учтены в нераспределённом фонде недр.
В 2005 г. ЗАО «ИННЦ» выполнен отчет по пересчету запасов нефти месторождения.