Файл: Повышение конечного коэффициента нефтеизвлечения за счет горизонтальных скважин на примере Мишкинского месторождения.doc

В 2007-2008гг. отчёт прошел государственную экспертизу и утверждён ГКЗ Роснедра в апреле 2008 года (протокол № 1608-дсп от 2 апреля 2008 года). По решению экспертной комиссии ГКЗ часть пластов была объединена в единые подсчетные объекты. В результате запасы утверждены по следующим подсчетным объектам:

B-II, B-IIIа+б;

А4-0+1+2, А4-3+4, А4-5+6;

С-II+III+IV, С-V+VI, С-VII;

Сt-III, Сt-IV;

D₃-zv.

Для учёта в балансе запасов залежи нефти объединены по объектам разработки – верейский (пласты B-II и B-IIIa+B-IIIб), башкирский (пласты А_4-0+А_4-1+А_4-2, А_4-3+А_4-4 и А_4-5+А_4-6), визейский (пласты С-II+С-III+С-IV, С-V+С-VI и С-VII) и турнейский (пласты Сt-III, Сt-IV и D₃-zv). Запасы нефти по всем залежам относятся к распределённому и нераспределённому фонду недр. В распределённом фонде недр запасы верейского горизонта в связи с тем, что часть месторождения расположена в Пермском крае, делятся на запасы Удмуртской Республики и запасы Пермского края. В нераспределённом фонде недр такое разделение запасов происходит по верейским, башкирским и визейским отложениям. Кроме того часть залежей в башкирском и визейском ярусах расположена в пределах границ лицензий Лиственского месторождения, что отражено при учёте в балансе запасов. Состояние утверждённых и текущих запасов на 1 января 2009 года приведено в таблице 7. Остаточные запасы нефти распределённого фонда недр, числящиеся на балансе по состоянию на 01.01.2009 г., составляют 125878 тыс.т геологических и 33165 тыс.т извлекаемых категории А+В+С₁ и 1101 тыс.т геологических и 450 тыс.т извлекаемых категории С₂. Нефти заволжского надгоризонта являются тяжёлыми (плотность более 0,9 г/см³), высоковязкими (вязкость более 30 мПа*с). По содержанию серы нефти всех залежей относится к высокосернистым (содержание серы более 2%). Выработанность запасов нефти распределённого фонда недр на территории Удмуртской Республики составляет 48 %, текущий темп отбора 2,9 %.

Накопленная добыча нефти с начала разработки по состоянию на 01.01.2009 г. составляет 30617,2 тыс.т, жидкости – 103584,6 тыс.т. Текущий КИН равен 0,179, отбор от НИЗ – 44%, текущая обводненность продукции – 89,1%.

В 2008 г. было добыто 987,0 тыс.т нефти, жидкости – 9033,6 тыс.т, среднегодовая обводненность – 89,1%. Темп отбора от НИЗ составил 1,4%.

Таблица 2.

Величина запасов нефти Мишкинского месторождения

Яpус, горизонт, пласт	Категория запасов	Площадь нефтеносности, тыс. м2	Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.	Hачальные балансовые запасы нефти, тыс. т	Коэффициент извлечения нефти, доли ед.	Hачальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т	Текущие запасы нефти, тыс. т
1	2	3	4	5	6	7
Верейский
В-II	B+C1	94848	0.82	47256.2	0.34	16067.1
	C2	63868	0.82	20075	0.34	6825..5
	B+C1+С2	158716		67331.2		22892.6
В-III	B+C1	83972	0.82	26270.1	0.34	8931.8
	C2	39226	0.82	9361..3	0.34	3182.8
	B+C1+С2	123198		35631.4		12114.6
Башкирский	B+C1	32032	0.84	29297.4	0..34	9961.1
	C2	38368	0.84	7712..9	0.34	2622.4
	C2	6717	0.83	856	0.4	4322.6
	В+С1+С2	35592		4988		12198.2
	В+С1+С2	35592		4988		12198.2
Черепетский	B+C1	26686	0.88	43598.8	0..39	17003.5
Ct-IV, D3-zv	C2	4168	0.88	1038.2	0..39	404.9
	B+C1+С2	30854		44637		17408.4
Всего по месторождению месторождению
	B+C1			167092.7		60746
	C2			38187.4		13035.6
	B+C1+С2			205280.1		73781.6

---

1.6. Осложняющие факторы геологического строения на Мишкинском месторождении

На основе проведённого анализа материалов глубокого бурения и геолого-геофизических исследований сделаны следующие выводы.

В окско-башкирском комплексе залежи нефти приурочены преимущественно к проницаемым пластам, залегающим в башкирском ярусе. По типу подавляющее большинство относится к пластово-сводовым, частично литологически ограниченным и в меньшей степени к литологическим.

В верейских отложениях нефтеносны пласты В-0'', В-0', В-0, В-I, В-II, В-III^А, В-III^Б Первые 4 пласта прослеживаются лишь на отдельных месторождениях; они резко не выдержаны по разрезу и по площади – с ними, обычно, связаны структурно-литологические залежи. В пластах В-II, В-III^А и В-III^Б залежи пластовые сводовые, на отдельных участках месторождений – пластовые с частичным литологическим ограничением.

По физико-химическим свойствам выделяется 3 группы нефтей: лёгкие, тяжёлые и весьма тяжёлые, приуроченные к различным стратиграфическим подразделениям. В целом, удельный вес уменьшается снизу вверх по разрезу. Нефти, как правило, вязкие, сернистые, парафинистые. Для попутных газов нефтяных залежей характерно высокое содержание азотного газа, поэтому они имеют крайне низкую теплотворную способность.

Гидрохимическая характеристика нефтеводоносных комплексов свидетельствует о благоприятной гидрохимической обстановке для образования и сохранности залежей нефти.

На территории республики имеются недоразведанные извлекаемые запасы категории С₂ в объёме 63,85 млн. т, большая их часть сосредоточена в пределах Киенгопско-Верещагинского района. Объекты, содержащие запасы категории С₂, нуждаются в проведении дополнительных геолого-разведочных работ и в первую очередь объёмной сейсморазведке 3D. Практика разбуривания подобных участков разведочными скважинами указывает на довольно низкую эффективность по переводу запасов категории С₂ в С₁. Более эффективный и приемлемый путь – это доразведка запасов категории С₂ ползущей эксплуатационной сеткой скважин.

2. Технологический раздел

---

2.1 Текущее состояние разработки нефтяного месторождения.

Мишкинское месторождение введено в разработку в 1973 году. Согласно «Авторского надзора за разработкой Мишкинского месторождения» (протокол ЦКР от 11.02.2002 г. №3) проектные показатели разработки Мишкинского месторождения пересмотрены по всем объектам.

- выделено четыре эксплуатационных объекта
разбуриваемых самостоятельными сетками скважин.

1. 
   - пласты В2 , ВЗ верейского горизонта,
   
2. 
   - пласты А4 башкирского яруса,
   
3. 
   - пласты тульского и бобриковского горизонтов,
   
4. 
   - черепетский пласт турнейского яруса,
   

Утвержденный вариант технологической схемы разработки Мишкинского нефтяного месторождения» от 1986 года предусматривал следующие основные положения.

По турнейскому объекту:

- проектный уровень добычи нефти -169 тыс. т;

- проектный уровень добычи жидкости - 748 тыс. т;

- проектный уровень закачки - 1175 т. м³;

- проектный срок разработки -97 лет;

- КИН – 0.207%;

- расширение термополимерного воздействия по всей залежи;

- размещение скважин по сетке 250×250 м;

В 1995 году институтом «УдмуртНИПИнефть» разработан документ /3/, в котором предусматривалось дальнейшее разбуривание объекта системой горизонтальных и вертикальных скважин (248 добывающих скважин, 18 нагнетательных скважин, 66 скважин, оставшихся для бурения, из них 25 – горизонтальных).

В 1997 году институтом «УдмуртНИПИнефть» разработано дополнение к технологической схеме /4/, в котором дополнительно предусматривалось пробурить на черепетский объект 22 горизонтальные скважины и 56 боковых горизонтальных стволов (БГС).

В 2001 году ТКР утвержден отчет /5/, который предусматривал:

- выделение верейского и турнейского эксплуатационных объектов разработки;

- разработка верейского объекта самостоятельной сеткой вертикальных и горизонтальных скважин 400×400 м при площадной системе заводнения;

- разработка турнейского объекта имеющимися разведочными скважинами с довыработкой запасов боковыми горизонтальными стволами;

- общий фонд скважин – 48 (добывающих – 35, нагнетательных – 13);

- фонд скважин для бурения – 42 (23 горизонтальных);

- резервный фонд – 6 скважин;

- механизированный способ эксплуатации.

Показатели добычи нефти, жидкости и закачки воды за период эксплуатации Мишкинского месторождения приведены в табл. 3.

---

Таблица 3.

Добыча нефти, жидкости и закачка воды по годам.

№	Показатели разработки	Ед.изм.	2005	2006	2007	2008	2009
1	Добыча нефти, всего	тыс.т	878	941	1041	1073	994
2	за счет методов повышения нефтеотдачи	тыс.т	151	169	61	86	10
3	Накопленная добыча нефти	тыс.т	24599	25540	26581	27654	28649
4	в т.ч. за счет методов повышения нефтеотдачи	тыс.т	741	910	971	1057	1067
5	Добыча жидкости, всего	тыс.т	4672	5173	5793	6857,3	7332,5
6	Накопленная добыча жидкости	тыс.т	61153	66326	72119	78976	86308
7	Закачка рабочего агента	тыс.м3	3204	3316	3317,5	3422	3856
8	Накопленная закачка	тыс.м3	56266	59583	62901	66323	70179
9	Фонд добывающих скважин на конец года	шт.	930	938	897	874	879
10	Фонд нагнетательных скважин на конец года	шт.	225	225	229	236	244
11	Действующий фонд добывающих скважин на конец года	шт.	863	771	771	802	806
12	Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года	шт.	216	210	212	222	224
13	Среднесуточный дебит одной добывающей скважины	т/сут
14	по нефти	т/сут	2,9	3,5	4,0	4,0	3,0
15	по жидкости	т/сут	15,5	19,3	1,5	25,6	25,67

---

---