Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения
НОВЫЕ ДАННЫЕ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ И ГЕОЛОГО-ДИНАМИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В тектоническом отношении Мишкинское месторождение приурочено к одно-именной 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.
Промышленная нефтеносность по месторождению приурочена к отложениям среднего и нижнего карбона.
В верейском горизонте выделено два продуктивных пласта В-II. B-III, разделенные хорошо прослеживаемыми аргиллитами и глинистых известняков толщиной от 4-до 6м. Коэффициент песчанистости составляет 0,42, коэффициент расчлененности 3,18 д.ед. Толщина эффективных нефтенасыщенных известняков пласта B-III колеблется от 0,6 до . 6,8м. Пласт В-II хорошо выдержан по площади месторождения. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2м до 6,4м. Залежи нефти, приуроченные к пластам В-II и, пластовые сводовые. ВНК принят на отметке -1040м для пласта В-П, -1042м для пласта B-III.
Залежь нефти башкирского яруса приурочена к известнякам, коллекторские свойства которых резко меняется как по площади, так и по разрезу. Продуктивный пласт состоит из большого количества пористых пропластков, коэффициент расчлененности по залежи 7,48. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м, при интервале изменения от 1,6 до .1-7,2м. Кровля продуктивных отложений ограничена пластом верейских аргиллитов. Залежь нефти массивно-слоистая.
Яснополянский надгоризонт представлен пористыми песчаниками и алевролита-ми тульского и бобрикрвското возраста (Тл-О.Тл -I и Тл - II тульского горизонта и пласты. Bb-I, Bb-II, ВЬ-IП бобриковского горизонта). Эффективная толщина сравнительно выдержана, коэффициент расчлененности по залежи - 6,1. Общая толщина яснополянского надгоризонта составляет 19,2м, средняя нефтенасыщенная толщина 4,8 м. Наиболее регионально распространены пласты.Тл-I. Тл - II, Бб - I, Bb-II, ВЬ - III. Плотные пропластки не выдержаны и пласты местами сливаются, образуя сложную гидродинамическую систему. Залежи нефти яснополянского надгоризонта относятся к типу пластово-сводовых. Залежь нефти в турнейском ярусе приурочена к пласту пористо-кавернозных известняков толщиной до 36м, залегающему в кровле черепетского горизонта. Пласт довольно хорошо вьдержан по площади, средняя нефтенасыщенная толщина составляет 7,7м. Покрышкой служат аргиллиты подошвы кизеловского горизонта. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 до 8,0м, коэффициент расчлененности равен 3,98. Залежь имеет массивное строение. В подошвенной части залегает прослой плотных (по промыслово-геофизическим данным) низкопроницаемых пород толщиной 3-6м, отделяющий его от нижних водоносных пропластков. Однако анализ кернового материала по некоторым скважинам из этого прослоя, выполненный в Пермском отделении ВНИГНИ, свидетельствует о наличии в нем трещиноватости.
Коллектора характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью и сравнительно невысокими фильтрационо-емкостными свойствами. Так, пористость в среднем около 16%, проницаемость - 0,213 мкм2. Средняя нефтенасыщенная толщина 7,5м. Нефть, насыщающая эти породы, высоковязкая (72,7 мПа-с). По поверхностным пробам нефть высокосмолистая (17,78%), высокопарафинистая (6,09%).
Нефть по химическому составу высокосернистая, парафинистая и смолистая, тяжелая и высоковязкая. Газонасыщенность нефтей Мишкинского месторождения незначительная. Залежи лишены газовых шапок.
В 1995-96 годах силами СП 16/96 АО «Пермнефтегеофизика» в районе Мишкинского месторождения с целью до разведки проведены дополнительные сейсмические исследования с целью уточнения геологического строения нижнего карбона, девона, венда и рифея. По результатам проведенных работ составлены структурные карты по отложениям карбона, девона, рифея. Проведенные детальные работы позволили уточнить структурные планы и сделать выводы о перспективности девонских отложений для поисков нефти, так выявлен ряд структур находящихся в непосредственной близости к Мишкинскому месторождению.
Результаты разведочного и эксплуатационного бурения на юго-западе Воткинского купола показали, что залежи нефти верейского горизонта и башкирского яруса сливаются в единую залежь с аналогичными залежами Лиственского месторождения. В соответствии с полученными результатами испытания и ГИС по скважинам водонефтяной контакт по пластам В-П, B-III вскрыт, соответственно на отметках -1040м и -1042м, что соответствует утвержденному. По отложениям башкирского яруса наблюдается ступенчатое погружение этажа нефтеносности в сторону Лиственского месторождения, водонефтяной контакт условно принят в этом районе на абс. отм. -1053м.
По среднему карбону залежи месторождений разделены условной линией, проходящей через скважины 4331, 4362. В 1994-1995, гг. выполнен прирост запасов нефти по башкирским и верейским отложениям в данном районе.
Результаты прироста запасов, подсчетные параметры этой части залежи приведены в таблице 2.
Таблица 2
Подсчетные параметры и запасы нефти (сочленение Мишкинского и Лиственского месторождений )
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-насыщ д. ед. |
пересчётный |
||||||||
Пласт В-П |
||||||||||
7005,7 |
2,75 |
19233,4 |
0,17 |
0,72 |
0,978 |
0,8985 |
2068,7 |
0,34 |
703,4 |
|
Пласт В-Ш |
||||||||||
5184,5 |
1,22 |
6312,3 |
0,15 |
0,67 |
0,978 |
0,8985 |
557,5 |
0,34 |
189,5 |
|
Башкирский ярус |
||||||||||
3721,6 |
2,8 |
10418,3 |
0,14 |
0,78 |
0,968 |
0,8949 |
985,5 |
0,34 |
331,1 |
По результатам эксплуатационного бурения в южной части Воткинского купола (скв. 2103, 2128, 2144, 2315) произошло расширения контура нефтеносности по пласту В-III; по данным опробования и материалам ГИС водонефтяной контакт принят на абс. отм.-1042м, что соответствует утвержденному. Прирост запасов нефти по пласту В-III; выполнен в 1997г., результаты подсчета запасов приведены в таблице 3.
Таблица 3
Подсчетные параметры и запасы нефти по пласту В-III; (Воткинское поднятие)
Категория |
Площадь, тыс. м2 |
Эфф н/н тол- щи-на, м |
Объем, тыс. м3 |
Коэффициенты |
Плотность, г/см3 |
Балан- сов. Запасы, тыс. т |
К И Н |
Извлек, запасы, тыс.т |
|||
Пори стос- ти, д. Ед. |
нефтена-сыщ д. Ед. |
пересчёт- ный |
|||||||||
B-III |
|||||||||||
С 1 |
2363,9 |
1,24 |
2932,0 |
0,18 |
0,75 |
0,956 |
0,8963 |
339,2 |
0,34 |
115,3 |
На Черепановском поднятии Мишкинского месторождения в 1989-2000г.г. велись геологоразведочные работы. Пробурено восемь разведочных скважин (247, 249, 250, 251, 252, 253, 255, 131), силами «Пермнефтегеофизика» проведены детализационные сейсморазведочные работы. В 2000 году проведена переинтерпритация данных сейсморазведки с учетом последних результатов (бурения скв.131 на Южно-Черепановском поднятии), а так же дополнительно использован сейсморазведочный материал по Пермской области для уточнения структурных построений в восточной части поднятия. Результаты этих работ показали, что структурный план более сложный, чем представлялось ранее.
При первоначальном подсчете запасов были выделены два небольших купола разделенные прогибом в районе скважины 212, западный, соединяющейся с собственно Воткинским поднятием и восточный частично выходящий за пределы Удмуртии на территорию Пермской области. Материалы сейсмики и глубокое разведочное бурение показали, что этот район по отложениям нижнего карбона представляет собой совокупность мелких структур, с которыми связаны залежи нефти в турнейских и яснополянских отложениях. По среднему карбону разрозненные залежи объединяются в более крупные - это р-н скв. 247-131 и 249-255.
Анализ имеющихся материалов позволил уточнить границы, нефтенасыщенные толщины, коллекторские свойства, положение ВНК и выполнить подсчет запасов по продуктивным отложениям.
Залежи нефти турнейского яруса
Залежь нефти кизеловского горизонта связана с Южно-Черепановским поднятием в районе 131 скважины. По данным ГИС и перфорации уровень категории C1 и ВНК условно принят на абс. отм. -1362,3м. Данные подсчета запасов приведены в таблице 4.
Отложения черепетского горизонта нефтенасыщены в четырех скважинах: 253, 131, 252, 249. Каждая залежь в районе этих скважин приурочена к отдельному куполу с собственным ВНК: в районе скв. 253 - ВНК - 1377,5м, район скважины 131-ВНК принят на абс. отм. -1369,3м, р-н скважины 252 водонефтяной контакт на абс. отм. - 1376м, р-н скв. 249 ВНК - 1395,9м. Запасы нефти по черепетскому горизонту отнесены к категории С1. Данные подсчета запасов приведены в таблице 4.
Таблица 4. Подсчетные параметры и запасы нефти (турнейский ярус Черепановского поднятия)
Кате гория |
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 |
|||
Пориос-ти, д. ед. |
Нефте-насыщ д. ед. |
Пересчётный |
|||||||||
Черепетский горизонт Район скв. 253 |
|||||||||||
С1 |
710,3 |
1,97 |
1401,4 |
0,12 |
0,66 |
0,990 |
0,922 |
101,3 0,39 |
39,5 |
||
Район скв. 252 |
|||||||||||
С1 |
851,1 |
2,13 |
1813,5 |
0,13 |
0,81 |
0,990 |
0,922 |
174,3 |
0,39 |
68,0 |
|
Район скв. 131 |
|||||||||||
С1 |
604,6 |
0,7 |
429,6 |
0,14 |
0,80 |
0,985 |
0,914 |
44 | 0,39 |
17 |
||
Район скв. 249 |
|||||||||||
С1 |
1858,5 |
1,36 |
2530,55 |
0,12 |
0,78 |
0,985 |
0,910 |
212 |
0,39 |
83 |
|
Итого |
492 |
207,5 |
|||||||||
Кизеловский горизонт Район скв. 131 |
|||||||||||
С1 |
477,4 |
0,6 |
286,5 |
0,15 |
0,74 |
0,985 |
0,926 |
29 |
0,39 |
11 |
Залежи нефти яснополянского надгоризонта
Пласт T1-II. На первоначальном этапе разведки залежь нефти по тульскому гори-зонту была открыта в районе скважины 187. По результатам геологоразведочных работ выявлены залежи нефти в районе скважины 252, 249-255, 253-131. В 2000 году по результатам геологоразведочных работ и с учетом переинтерпритации сейсморазведочных материалов выполнен оперативный подсчет запасов нефти. Водонефтяной контакт по залежам определялся по данным ГИС и испытания пласта. В районе скважин 253-131; 187 - ВНК принят на абс. отм. - 1327,5м, что соответствует ранее утвержденному ГКЗ; в р-не скв. 252 - ВНК условно принят на абс. отм. -1329м. В районе скв. 249 -255 часть площади подсчета, а, следовательно, и запасы отнесены к Пермской области. Водонефтяной контакт в этом районе принят условно на абс. отм..- 1349,6м. (граф, прил.) Все запасы по тульскому горизонту отнесены к категории С1 .
Пласт Вb. Бобриковские отложения нефтенасыщены в скважинах 252, 255. В скв. 255 бобриковский пласт испытан совместно с пластом Т1-П, и его толщина учтена при подсчете запасов тульского горизонта. Запасы нефти по залежи С ibb подсчитаны в районе скв. 252. Залежь нефти пластовая сводовая, пласт представлен тремя пропластками, граница категории С1 и ВНК залежи условно принят на абс. отм.-1337м. Результаты подсче-та запасов по яснополянскому надгоризонту представлены в таблице 5.
Таблица 5
Подсчетные параметры и запасы нефти (яснополянский надгоризонт Черепановского поднятия)
Кате гория |
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 стос-ти, д. ед. |
нефте-насыщ д. ед. |
Пере-счёт-ный |
|||||||||
Пласт Т1-И Район скв. 131-253 |
|||||||||||
С1 |
2752,8 |
1,13 |
3119,1 |
0,19 |
0,67 |
0,990 | 0,911 |
358 |
0,42 |
150 |
||
Район скв. 252 |
|||||||||||
С1 |
1051,5 |
2,46 |
2589,1 |
0,20 |
0,82 |
0,984 |
0,899 | 376 |
0,42 |
153 |
||
Район скв 187 |
|||||||||||
С1 |
2049,9 |
3,77 | 7527,6 | 0,22 |
0,77 |
0,990 |
0,905 |
1143 |
0,42 |
480 |
|||
Район скв. 249 - 255 |
|||||||||||
С1 |
3887,1 |
2,13 |
8291,4 |
0,17 |
0,74 |
0,966 |
0,911 |
918 |
0,42 |
386 |
|
По Удмуртии |
|||||||||||
С1 |
2688 |
2,48 |
6416,2 |
0,17 |
0,74 |
0,966 |
0,911 |
710 |
0,42 |
298 |
|
Пласт С1 ВВ |
|||||||||||
С1 |
389,9 |
2,16 |
841,9 |
0,17 |
0,80 |
0,984 |
0,899 |
101 |
0,42 |
43 |
|
Итого по Удмуртии С1 |
2688 |
0,42 |
1129 |
Залежь нефти башкирского яруса
По результатам первоначального подсчета запасы нефти башкирского яруса Че-репановского 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 террито-рии 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)
Кате гория |
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. |
Пере-счёт-ный |
||||||||||
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):
Кате гория |
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-насыщ Д. 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)
Кате гория |
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-насыщ д. 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 |