Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения

курсовая работа

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

Делись добром ;)