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
|
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.
В процессе
бурения установлена более сложное геологическое строение объектов и меньшая
продуктивность залежей.
С целью
увеличения темпов отбора нефти предложено уплотнение сетки скважин на более
продуктивных участках с переходом от 7-ми точечной и 13-ти точечной схеме
площадного заводнения по 2, 3, 4 объектам.
По состоянию на
1.10.03г. на 4 объекте пробурено 108 скважин, в том числе 131 добывающих 8
нагнетательных 17 контрольных. Из них 6 добывающих скважин находятся в
бездействии.
Среднесуточный
дебит одной скважины по нефти 4,9 т/сут, по жидкости 9,3 т/сут. Средняя
приемистость одной нагнетательной скважины 54,6 м3/сут.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
|