Обоснование системы разработки Мишкинского нефтяного месторождения с применением технологии зарезки боковых стволов

Министерство образования и науки Российской Федерации



Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Санкт-Петербургский Горный университет»



Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений


КУРСОВОЙ ПРОЕКТ


По дисциплине: Разработка нефтяных и газовых месторождений


			

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Тема: Обоснование системы разработки Мишкинского нефтяного месторождения с применением технологии зарезки боковых стволов



Выполнил:  студент  гр. НД-13-3__           _______                                  /Кожевников А.А./ 
                                                                                                            (подпись)                                                                  (Ф.И.О.)
Оценка: ________
Дата: ___________
Проверил:    ассистент                             ________                                   /Подопригора Д.Г./
                                  (должность)                                                 (подпись)                                                                         (Ф.И.О.)


Санкт-Петербург
2017
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение 
высшего образования 
«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
                                                           
                                                           УТВЕРЖДАЮ
Заведующий кафедрой
профессор/Рогачев М.К. /
«___»_________2017 г.

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений


КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

     По дисциплине:   Разработка нефтяных и газовых месторождений


ЗАДАНИЕ
Студенту группы:  НД-13-3           Кожевников А.А.
                                           (шифр группы)                           (Ф.И.О)
1. Тема: Обоснование системы разработки Мишкинского нефтяного месторождения с применением технологии зарезки боковых стволов;
2. Исходные данные к проекту: данные по Мишкинскому нефтяному месторождению, расположенного на границе Воткинского и Шарканского районов Удмуртии;
3. Содержание пояснительной записки: в соответствии с методическими указаниями;
4. Перечень графического материала: рисунки и графики.
5. Срок сдачи законченного проекта: 14 апрель 2017 г.
6. Руководитель проекта:  ассистент       ____________       /Подопригора Д.Г./
                                              (должность)                          (подпись)                                      (Ф.И.О.)
7. Дата выдачи задания: 13 февраль 2017 г.




  Аннотация
      В данном курсовом проекте рассматриваются современная система разработки на Мишкинском нефтяном месторождении, производится анализ системы разработки, применяемой на Мишкинском нефтяном месторождении. Также приводится обоснование системы разработки Мишкинского нефтяного месторождения с применением технологии зарезки боковых стволов.
      Проект содержит пояснительную записку объемом 41 стр., вкл. 9 рис., 8 таблиц, библ. список из 11 наименований.
      
     Abstract
            In this course project examines the current system development of Mishkinskiy oil field is the analysis of system development of Mishkinskiy oil applied on oil field. Also, a substantiation of system development the Mishkinsky oil field with the use of sidetracking technology is given.
          The project contains an explanatory note volume 41 pp., incl. 9 fig., 8 tables, bibl. a list of 11 items.













Содержание

Введение	5
1. Общие сведения о Мишкинском месторождении	6
2. Геология месторождения	9
2.1. Стратиграфия и литология	9
2.2.Тектоническое строение	11
2.3. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды	15
Выводы по второй главе	19
3. Анализ текущего состояния разработки Мишкинского месторождения	20
3.1. Текущее состояние разработки месторождения	20
3.2. Сравнение проектных и фактических показателей разработки	22
3.3. Общие сведения о проводимых ГТМ	23
3.4. Анализ применения технологии зарезки БГС	26
Выводы по третьей главе	26
4. Технологический раздел	28
4.1. Обзор технологии зарезки бокового ствола	28
4.2. Критерии выбора вертикальных скважин для зарезки БГС	32
4.3. Расчет эффективности работы БГС и сравнение её с работой ВС	34
Выводы по четвертой главе	38
Заключение	40
Список литературы	41










     Введение
      Нефтяные месторождения Удмуртии имеют сложное геологическое строение, пласты-коллекторы характеризуются низкой проницаемостью и пористостью. Объекты разработки нефтяных месторождений многопластовые с высокой послойной и зональной неоднородностью, представлены чередованием в основном маломощных низкопроницаемых прослоев (от 4 до 20). Продуктивные пласты-коллекторы порового и порово-трещинного типов, более 80% запасов нефти приурочено к карбонатным коллекторам. Глубина залегания продуктивных пластов 800-2300 м, нефтенасыщенная толщина пластов незначительная (1,0-10 м). Большинство нефтяных объектов имеет газовые шапки и обширные водонефтяные зоны. Около 70% запасов относится к трудноизвлекаемым, это обусловлено высокой вязкостью нефти, низкой проницаемостью коллекторов, их высокой послойной и зональной неоднородностью, малой эффективной толщиной, наличием подгазовых зон и маломощных нефтяных оторочек.
      Основные разрабатываемые месторождения находятся в эксплуатации более 30 лет, поэтому имеют высокие выработанность запасов, обводнённость и находятся в стадии падающей добычи нефти. Бурение новых вертикальных скважин на разрабатываемых месторождениях неэффективно, возможности циклического заводнения ограничены и не позволяют достичь конечных коэффициентов нефтеотдачи, поскольку невозможно ввести в работу тупиковые зоны.
      В связи со вступлением наиболее значимых по запасам месторождений Удмуртии в позднюю стадию разработки особо актуально встал вопрос о стабилизации добычи нефти на основе увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН). С целью стабилизации добычи нефти в ОАО “Удмуртнефть” применяют  такие высокоэффективные технологии увеличения нефтеотдачи пластов, как зарезка боковых горизонтальных стволов.
      В настоящее время в действующем фонде ОАО “Удмуртнефть” числится около 4000 скважин из них почти 25% относится к категории высокообводнённых (обводнённость более 90%). Кроме того, в бездействии и консервации находится около 350 скважин, которые также могут быть восстановлены путём зарезки боковых горизонтальных стволов.
      Задача данной курсовой работы – показать насколько перспективна и эффективна зарезка боковых горизонтальных стволов на IV объекте разработки (Черепетская залежь Турнейского яруса) Мишкинского нефтяного месторождения.

     1. Общие сведения о Мишкинском месторождении
      Мишкинское месторождение нефти открыто в 1966 году. Месторождение расположено на территории Воткинского и Шарканского районов Удмуртии, в 60 км к северо-востоку от г. Ижевска, севернее г. Воткинска. На территории месторождения находятся населенные пункты – это деревни Мишкино, Сибино, Бычи и др. Население, в основном, русские и удмурты.
      Мишкинская структура осложнена тремя куполами: северным – Чужеговским (2002 г.), западным — Воткинским (1970 г) и восточным — Черепановским (1970 г.) (рис. 1.1).





Рисунок 1.1 - Схема расположения месторождения
      Площадь месторождения расположена в бассейне реки Кама и занимает водоразделы речек Вотка, Шарканка и Сива. В орогидрофическом отношении – это холмистая местность, расчлененная многочисленными оврагами, балками и долинами небольших рек. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 140-180 м на юге до 180-250 м на севере.
      Южнее месторождения расположен Воткинский пруд с площадью зеркала 1880 га. Площадь Мишкинского месторождения на 70% занята хвойными лесами, остальная часть занята сельхозугодиями. В близлежащих к площади пунктах имеются лесоразработки и торфодобыча для местных нужд.
      В восточной, юго-западной и северной частях месторождения расположены охранные зоны: Пихтовские пруды, Воткинский пруд и леса I категории, р. Вотка, (рис. 1.2). Кроме того, граница водоохранных зон составляет: Воткинский пруд - 500 м, Пихтовские пруды - 300 м, р. Вотка – 200 м. Бурение под охранные зоны в настоящее время затруднено из-за невозможности получить от государства разрешение на подготовку кустов, расположенных в этих зонах.


Рисунок 1.2 – Схема расположения природоохранных зон
      Климат района умеренно-континентальный, с продолжительной зимой. Среднегодовая температура +2°С, морозы в январе-феврале иногда достигают –40°С. Средняя глубина промерзания грунта 1.2 м, толщина снегового покрова в марте достигает 60-80 см.
      Площадь месторождения связана с г. Ижевском железной дорогой Ижевск-Воткинск и шоссейной дорогой областного значения Ижевск-Воткинск-Шаркан. С рекой Камой месторождение связанно шоссейной дорогой Воткинск-Чайковский. Судоходство по крупнейшей водной магистрали Европейской части России реке Каме производится в течение 6-6,5 месяцев.
      В экономическом отношении район сельскохозяйственный, большая часть занята пашнями, а склоны оврагов покрыты травянистой растительностью и кустарниками. Промышленность: легкая, машиностроительная, металлургическая концентрируется в г. Воткинске. Имеются предприятия по лесоразработки и торфодобычи. Воткинский район располагает месторождениями строительных материалов: кирпичные глины, песчано-гравийные смеси, строительного песка.
      Добычу нефти из Мишкинского месторождения ведет Воткинское нефтегазодобывающее управление. Водозабор для целей поддержания пластового давления (ППД) расположен на р. Сива. Источник энергоснабжения — подстанция 220/110/35/6 кВ «Сива». Подготовка нефти осуществляется на УПН-2 «Мишкино», которая расположена на территории Мишкинского месторождения.[4]


     2. Геология месторождения
     2.1. Стратиграфия и литология

      Мишкинская зона поднятий расположена в южной части Верхне-Камской впадины. В тектоническом отношении Мишкинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре субширотного простирания, в юго-восточной части Киенгопского вала, представляющего собой крупную структуру, осложненную рядом брахиантиклинальных складок низшего порядка. К северо-западу от Мишкинской площади расположено Чутырско-Киенгопское месторождение, а восточнее – Ножовская нефтеносная зона поднятий Пермской области.
      Геологический разрез осадочного чехла в пределах Мишкинского месторождения представлен отложениями протерозойской группы, девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичными отложениями (рис.2.1).
      Промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта, башкирского яруса среднего карбона, яснополянского надгоризонта и турнейского яруса нижнего карбона.
      Среди нижнекаменноугольных образований установлены известняки и доломиты с прослоями аргиллитов турнейского яруса (382-406м), алевролиты, аргиллиты, песчаники и углистые сланцы бобриковского (15-30м) и тульского (29-42 м) горизонтов яснополянского надгоризонта визейского яруса. Окский (106-130м) и серпуховский (51-69м) надгоризонты визейского яруса представлены известняками и доломитами с включением гипса и ангидрита. Намюрский ярус (14-27м) сложен известняками и доломитами. В среднем карбоне в отложениях башкирского яруса установлены известняки, доломиты и мергели толщиной 54-74м. В составе московского яруса выделены известняки, доломиты и аргиллиты верейского горизонта (72-80м), подольского (65-78м) и мячковского(105-113м) горизонтов.
      Верхнекаменноугольные (80-100м) и нижнепермские отложения в объеме ассельского (60-75м), сакмарского (69-81м), артинского и кунгурского ярусов (60-80м) представлены доломитами, известняками и ангидритами. Верхнепермские (480-525м) в объеме уфимского, татарского и казанского ярусов представлены террикенными песчано-глинистыми образованиями.
      Четвертичные отложения (0-5м) представлены глинами, песками и песчанистыми суглинами.
      Ниже будут приведены геологические и геолого-физические характеристики по каждой залежи отдельно.
	Рисунок 2.1 - Сводный литолого-стратиграфический разрез	
     2.2.Тектоническое строение
      Верейский горизонт
      На Мишкинском месторождении в верейском горизонте московского яруса четко выделяются два продуктивных пласта В-II и В-III, сложенных карбонатными отложениями. Пласты разделены непроницаемой пачкой аргиллитов и глинистых известняков толщиной от 1,2 м до 2 м. Тип коллектора поровый, залежи пластово-сводовые (рис. 2.2).
Рисунок 2.2 – Схематический геологический профиль отложений верейского горизонта
      Залежь нефти пласта В-II единая на всех поднятиях Мишкинского месторождения и имеет уровень ВНК на абс. отм. -1040 м. [9]
      Пласт B-II представлен известняками серыми и коричневато-серыми, органогенными, органогенно-детритовыми, реже мелко-тонко-зернистыми. Тип коллектора поровый. Пласт достаточно однороден как по простиранию, так и по разрезу, хорошо выдержан и лишь в отдельных скважинах расчленяется на 2-3 прослоя с появлением в разрезе плотных известняков и частичным замещением пористых разностей. Общая толщина пласта составляет 6,2 м, эффективная толщина пласта колеблется от 1,2 м до 5,2 м в среднем составляя 3,5 м. Средневзвешенный по толщине коэффициент пористости составляет 0,18, коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,73. Площадь нефтеносности по пласту В-II верейского горизонта 140551,2 тыс. м2.
      Пласт B-III представлен известняками органогенно-обломочными, органогенными, органогенно-детритовыми. Тип коллектора поровый, в известняках органогенно-детритовых наблюдается минеральные вертикальные микротрещины шириной до 0,2 мм, выполненные кальцитом. Общая толщина пласта 6,4 м. Эффективная толщина колеблется от 0,6 м до 2,5 м, в среднем составляя 1,9 м.
      В целом для верейского объекта разработки суммарная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 4,5 м, коэффициент расчлененности равен 3,18, песчанистости 0,42, средняя проницаемость 0,124 мкм2.
      Башкирский ярус
      Башкирский ярус представлен известняками серыми, светло- и темно-серыми, прослоями глинистыми (на границе с верейскими отложениями). Пористые разности известняков в разрезе распределены неравномерно, невыдержанны как по простиранию, так и по разрезу и образуют сложную гидродинамическую систему в общей массе карбонатных пород. Продуктивные отложения башкирского яруса отделены от продуктивных отложений верея слоем непроницаемых аргиллитов толщиной 1,8-2,2 м. В верхней части яруса преобладают плотные разности известняков, в нижней же его части более высокопористые. Пористость чаще всего вторичная, иногда наблюдаются каверны размером 1-2 мм, в отдельных образцах керна в органогенных известняках наблюдается незначительная трещиноватость. Тип коллектора в башкирских отложениях поровый (органогенные известняки), реже порово-трещинный (органогенно-детритовый тип известняка). Известняки заметно изменены постседиментационными процессами. Общая толщина в среднем 31,6 м. Пористые участки обычно маломощны и составляют 35-50% по массе. Толщина отдельных проницаемых прослоев колеблется в широких пределах от 0,4 до 4,6 м. В разрезе башкирского яруса по материалам ГИС достаточно четко выделяются семь проницаемых пластов A4-1-A4-7, каждый из которых в свою очередь представлен двумя, тремя, реже четырьмя проницаемыми пропластками (рис. 2.3). Нефтенасыщены на Мишкинском месторождении лишь пласты А4-1-А4-5, пласты А4-6-А4-7 водонасыщены. Пласты разделены перемычками уплотненных карбонатов толщиной 0,4-1,6 м.
      Уровень ВНК башкирской залежи залегает на абс. отм -1046 м, -1044 м (Воткинское поднятие), -1046 м и -1064 м (Черепановское поднятие).
      

Рисунок 2.3 - Схематический геологический разрез отложений башкирского яруса

      Визейский ярус
      Нефтеносность доказана по пластам С-II, C-III, C-IV – тульский горизонт и С-V, С-VI, C-VII – бобриковский горизонт. Терригенные отложения визейского яруса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. В верхней части яруса (тульский горизонт) преобладают глинистые разности, в нижней (бобриковский горизонт) – песчаники и алевролиты. Пласты коллекторы в пределах площади невыдержанны как по площади, так и по литологии. На небольших расстояниях песчаники замещаются алевролитами и глинистыми алевролитами. В среднем общая толщина терригенных отложений визейского яруса составляет 37 м, при изменении от 35 м до 43 м, средняя эффективная толщина 9,8 м, средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина - 4,8 м (рис. 2.4). Средневзвешенная по толщине пористость визейской залежи нефти составляет 20 %, нефтенасыщенность 71 %. Уровень ВНК на абс. отм. -1311,5 м , -1327,5 м. [3]

Рисунок 2.4 - Схематический геологический разрез отложений визейского яруса
      Турнейский ярус
      Отложения черепетского горизонта представлены переслаиванием известняков большей частью глинистых, аргиллитов с подчиненными прослоями мергелей, доломитов. Глинисто-карбонатные отложения черепетского горизонта в целом являются непроницаемой покрышкой для залежи нефти малевско-упинского горизонта. Нефтенасыщен в черепетских отложениях пласт Т-3, пласты Т-1 и Т-2 сложены известняками заглинизированными. Основные запасы нефти в турнейском ярусе приурочены к пласту пористо-кавернозных известняков общей толщиной до 36 м, залегающему в кровле малевско-упинского горизонта. Пласт довольно хорошо выдержан по площади, средняя нефтенасыщенная толщина составляет 14,4 м. Покрышкой служат аргиллиты подошвы черепетского горизонта. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 м до 8,0 м, коэффициент расчлененности равен 3,98. Залежь имеет массивное строение. В подошвенной части залегает прослой плотных (по промыслово-геофизическим данным) низкопроницаемых пород толщиной 3-10 м, отделяющий его от пластов Т-5, Т-6.
      Однако анализ кернового материала 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. Пористость в среднем составляет 16%, проницаемость – 0,213 мкм2. Средняя нефтенасыщенная толщина 14.4 м. Средневзвешенная по толщине нефтенасыщенность 75 %. [1]
      Уровень ВНК установлен на абс. отм. -1352-1356 м (рис. 2.5).

Рисунок 2.5 - Схематический геологический разрез отложений турнейского яруса

     2.3. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
      Нефть
      Верейский горизонт
      Из анализа глубинных проб следует, что нефти верейского горизонта тяжёлые, высоковязкие, величина плотности нефти в пластовых условиях находится в пределах 0,8717 – 0,8874 г/см3 и в среднем составляет величину 0,8798 г/см3. Вязкость нефти в пластовых условиях колеблется в пределах 12,65–26,4 мПа·с и в расчётах принималась 18,4 мПа·с.
      Среднее значение давления насыщения  принято равным 89,9 атм. Нефти верейского горизонта слабо насыщены газом, газовый фактор составляет величину 18,8 м3/т.
      По результатам анализа поверхностных проб нефти установлено: плотность нефти составляет 0,8963 г/см3; в нефтяных пробах верейского горизонта содержится 3,07% серы, количество селикогелевых смол колеблется в пределах 13,8 - 21% и составляет в среднем 15,6%. Содержание асфальтенов находится в пределах 1,7 - 8,5% (среднее значение 4,6%), а содержание парафина 2,64 - 4,8% (среднее 3,6%).
      Башкирский ярус
      Данные анализа  показывают, что нефть башкирского яруса легче, чем нефти других пластов Мишкинского месторождения, плотность нефти в пластовых условиях составляет 0,8641 г/см3. Вязкость  нефти ниже, чем по верейскому горизонту и определена в 10,3 мПа·с. Давление насыщения по башкирскому ярусу следует принять равным 107 атм. Газовый фактор по пласту равен 24,7 м3/т. Результаты анализа показывают, что среднее значение плотности нефти составляет 0,8920 г/см3. Содержание серы в нефти башкирского яруса варьирует от 22,4 до 3,63% и в среднем равно 13,01%.  Количество селикогелевых смол колеблется от 11,6% до 18,7% и в среднем составляет 14,47%. Содержание асфальтенов находится в пределах 3,6 - 6,4% (в среднем 4,51%), а содержание парафина 2,7 - 4,8% (среднее 3,97%).
      Визейский ярус
      Нефть тульского горизонта тяжёлая, удельного веса 0,9 г/см3, высоковязкая 34,2 мПа·с. Газовый фактор составляет 12,2 м3/т, давление насыщения нефти газом 101,5 атм., что обусловлено высоким содержанием азота в газе до 63,8 объёмных процентов.
      Поверхностные пробы нефти визейского яруса были отобраны из 8 скважин. Плотность нефти по результатам анализа поверхностных проб составляет величину 0,9045 г/см3. Содержание серы ? 3,35%, содержание асфальтенов ? 5,5%, содержание парафина ? 4,51%.
      Турнейский ярус
      Вязкость нефти в пластовых условиях составила 73,2 мПа·с. Плотность нефти 0,9139 г/см3. Газовый фактор 7,0 м3/т. объёмный коэффициент 1,01. Поверхностные пробы нефти турнейского яруса были отобраны из 8 скважин. Средняя плотность нефти составляет 0,9224 г/см3. Увеличенное содержание селикогелевых смол 17,4 - 36,6% (среднее 22,6%). Содержание асфальтенов и парафина составляет в среднем 4,39% и 3,47% соответственно.
      Попутный газ
      В составе попутного газа содержится повышенное количество азота. По турнейскому ярусу среднее значение его составляет 86,6%, по визейскому ярусу – 63,8%, по башкирскому ярусу – 37,65%, по верейскому горизонту – 41,23%. Такое содержание азота, а также низкие газовые факторы дают возможности использовать попутный газ как топливо, только на нужды промышленных предприятий.
      По содержанию гелия в контурном газе визейского яруса (0,042%) и черепетского яруса (0,071%) он представляет промышленный интерес, но ввиду низких газовых факторов, т.е. малой добычи гелия, рентабельность добычи его ставится под сомнение. Содержание гелия в попутном газе верейского горизонта и башкирского яруса соответственно равно 0,0265% и 0,006%. 
      Пластовая вода
      Верейский  горизонт
      Водообильность пластов верхней части верейского горизонта практически не изучена. Пластовые рассолы имеют плотность 1,181 г/см3, первую солёность – 70, содержат В – 781 мг/л, J – 14 мг/л и В2О2 – 69,4 мг/л. В составе водо-растворенного газа резко преобладает азот – 81 %, метан – 13 %, этан – 3,0 %, более тяжёлые- 0,3%.
      Башкирский ярус
      Воды башкирских отложений имеют близкий ионно-солевой состав и несколько меньшую минерализацию и метаморфизацию, чем воды выше и нижележащих комплексов. Минерализация вод башкирских отложений не превышает 250-260 мг/л.,  Cl – Na/Mg  не превышает 3,7;  SO4/Cl не превышает 0,28; содержание мг/л брома 587 – 606; J - 10,6 – 12,7;  B2O3 – 28-39; калия – 1100; стронция – 400; лития – 4,0.
      Визейский ярус 
      Для них характерна высокая минерализация, метаморфизация, отсутствие асфальтенов, высокие содержания брома и йода, не превышают 50 мг/л. Незначительные содержания сульфатов служит коррелятивом для отличия вод яснополянского комплекса от вод выше и нижележащих комплексов.
      Средняя газонасыщенность пластовых вод визейского яруса 0,32 – 0,33 г/л. Состав газа азотный, содержание углеводородов около 3 – 3,5 %, аргона – 0,466 %, гелия – 0,069 %. Газ контактного дегазирования состоит из азота 63,8 %, метана 7,1 %, этана 7,9 %, пропана 12,1 %.
      Турнейского ярус
      Минерализация вод турнейского яруса равна 279,2 г/л; S – 68; SO4/Cl – 100-0,32; В – 728 мг/л; J – 13 мг/л; В2О3 – 169 мг/л. Вода отложений турнейского яруса резко отличается от вод визейских отложений, что говорит об изолированности водоносных пластов горизонта.
      Воды турнейского яруса сильно минерализованы. Для них характерны высокие содержания кальция 19 %, эквивалентный коэффициент  Cl-Na/Mg  выше 3;  SO4/Cl – 100-0,12/0,25. Содержание брома 552-706 мг/л; йода 11-14 мг/л; NH4 79-89 мг/л; В2О3 39-84 мг/л; калия 1100 мг/л; стронция 4300 мг/л; лития 5 мг/л.[9]



Таблица 2.1 - Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях
Показатели
Верейский горизонт
Башкирский ярус
Визейский ярус
Турнейский ярус
Пластовое давление, МПа
12,0
10,0
12,9
14,0
Плотность нефти, г/см3
0,8798
0,8920
0,9
0,9139
Давление насыщения, кг/см2
89,9
107,0
101,5
96,5
Вязкость, мПа·с
18,4
10,3
34,2
73,2
Газовый фактор, м3/т
18,8
24,7
12,2
7,0
Коэффициент сжимаемости
9,1
8,0
5,3
6,0
Объёмный коэффициент
1,04
1,05
1,009
1,01
Сера   %
Селикагелевые смолы %
Асфальтены %
Парафины %
3,07
15,6
4,6
3,6
13,01
14,47
4,51
3,97
3,35
12,3
5,5
4,51
5,7
22,6
4,39
3,47

Таблица 2.2 - Физико-химические свойства газа
Показатели
Верейский горизонт
Башкирский ярус
Визейский ярус
Турнейский ярус
Плотность газа, г/л
1,1
1,168
1,253
1,194
Содержание компонентов в %




CO2 + H2S
1,5
1,1
0,3
1,15
N
41,23
37,65
63,8
86,60
CH4
14,0
8,0
7,0
0,83
C2H6
14,1
12,9
7,9
2,83
C3H8
17,4
18,1
12,1
1,28
C4H10
2,9
5,2
2,5
1,44
C5H12
1,85
3,0
0,9
0,87


     Выводы по второй главе
      1)Мишкинская зона поднятий расположена в южной части Верхне-Камской впадины. В тектоническом отношении Мишкинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре субширотного простирания, в юго-восточной части Киенгопского вала, представляющего собой крупную структуру, осложненную рядом брахиантиклинальных складок низшего порядка.
      2)Промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта, продуктивные пласты В-II и В-III (тип коллектора поровый, залежи пластово-сводовые); башкирского яруса среднего карбона, продуктивные пласты А4-1-А4-5 (тип коллектора поровый, реже порово-трещинный); визейского яруса, продуктивные пласты С-II, C-III, C-IV, С-V, С-VI, C-VII; турнейского яруса нижнего карбона, продуктивный пласт T-3 (коллектора характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью).
      3)Растворенный в нефти газ является азотно-углеводородным и характеризуется высокой плотностью, с содержанием азота в отложениях соответственно верейского горизонта - 41,23%, башкирского яруса – 37,65%. Газ турнейского яруса по своему составу, в сравнении с газом верейских и башкирских пластов, имеет низкую плотность по воздуху 1,194, более высокое содержание азота (86,6%), небольшое содержание углеводородов. Пластовые воды являются рассолами хлоридно-кальцевого типа. Средняя плотность пластовых вод 1,17 г/см?, а минерализация — 279,2 г/л. Газовый фактор пластовой воды незначителен. Нефть характеризуется, как тяжелая, высокосернистая, парафинистая, смолистая. 


     3. Анализ текущего состояния разработки Мишкинского месторождения
     3.1. Текущее состояние разработки месторождения
      На Мишкинском месторождении, согласно технологической схемы, выделено 4 объекта разработки: верейский (I), башкирский (II), визейский (III) и турнейский (IV). В разработке находится два поднятия — Воткинское и Черепановское.
      Мишкинское месторождение относится к числу низкопродуктивных по большинству объектов разработки в связи с неблагоприятными геолого-физическими параметрами пластов и нефтей. Нефть имеет повышенную вязкость по I, II и III объектам, и высокую по IV. Верейский, башкирский и турнейский объекты представлены залежами с карбонатными, кавернозно-трещиноватыми высокорасчлененными коллекторами. Разработка их в условиях традиционных методов с закачкой воды протекает весьма неэффективно. Происходит опережающее обводнение добывающих скважин закачиваемой и пластовой водой.
      Месторождение находится в стадии падающей добычи нефти (III стадия разработки). С начала эксплуатации по состоянию на 01.01.2015 г. из залежи добыто 36116,5 тыс. т нефти, текущий КИН составляет 0,231 д.ед., отбор от начальных извлекаемых запасов – 57 %, текущая обводненность – 93 % (рис. 3.1).

Рисунок 3.1 – Динамика темпа добычи нефти по Мишкинскому месторождению
      Основная площадь Мишкинского месторождения охвачена треугольной сеткой с расстояниями между добывающими и нагнетательными скважинами 500 метров (7-точечный элемент). Северо-западная и западная части месторождения разбурены по уплотненной сетке 250?500 метров (13-точечный элемент).
      Все объекты Мишкинского месторождения разрабатываются с применением искусственного поддержания пластового давления. Реализованы площадные системы заводнения на I, II и III объектах. Основным агентом закачки является пресная вода. На IV объекте проводится промышленный эксперимент по закачке раствора полимера и воды. Опытные работы по закачке горячей воды на II объекте, проводимые с 1987 года, прекращены по техническим причинам (обычная конструкция нагнетательной скважины не позволяет использовать в качестве агента горячую воду). Эксперимент по закачке горячей воды на двух элементах III объекта, предусмотренный в технологической схеме, не осуществлялся. [6]
      Для повышения эффективности обычного заводнения технологической схемой предусматривалось проведение закачки в циклическом режиме. Однако конкретных программ проведения нестационарного заводнения в проектном документе предложено не было. В 1995 году институтом «УдмуртНИПИнефть» в рамках отчета «Системный авторский надзор за разработкой нефтяных месторождений АО «Удмуртнефть» за II квартал 1995 г.» была разработана программа опытных работ по циклическому заводнению на Мишкинском месторождении. В настоящее время в безморозный период года циклическая закачка воды осуществляется на всех объектах по программе составленной ОАО «Удмуртнефть». [7]
      

      Рисунок 3.2 – Основные показатели разработки Мишкинского месторождения

     3.2. Сравнение проектных и фактических показателей разработки
      Сравнение основных показателей разработки с действующим ПТД показало, что в целом фактические показатели соответствуют проектным  за 2014г (табл. 3.1). Расхождение фактических от проектных показателей наблюдается: в количестве пробуренных скважин, их дебиту, а так же отклонение в меньшую сторону по добыче нефти. Средняя обводненность по турнейскому ярусу Мишкинского месторождения по прежнему высокая и составляет 93%.[1]
      Таблица 3.1 – Сравнение проектных и фактических показателей разработки
     

     3.3. Общие сведения о проводимых ГТМ
      Эксплуатация нефтяных месторождений сопровождается ухудшением проницаемости пород коллекторов в при забойной зоне скважин. Одной из причин такого ухудшения является отложение АСПО на поверхности породы, обусловленное повышенным содержанием этих компонентов в высоковязкой нефти.
      С целью восстановления проницаемости до величины, равной или близкой к первоначальной, применяют различные методы обработки при забойной зоны скважин. Ежегодно около половины объема нефти на месторождении добывается за счет геолого-технических мероприятий текущего года и продолжающихся эффектов от геолого-технических мероприятий прошлых лет. Общие итоги геолого-технических мероприятий по видам за пять последних лет представлены в таблице 3.2. Основное количество дополнительной нефти в последние пять лет получено за счет трех видов мероприятий по увеличению добычи нефти: зарезки боковых горизонтальных стволов, обработки призабойной зоны скважин, оптимизации механизированного фонда, и составило 681,7 тысяч тонн (по сумме эффектов за год проведения геолого-технических мероприятий).
      Таблица 3.2 - Показатели эффективности геолого-технических мероприятий на добывающем фонде
Показатели
Единицы измерения
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
Все ГТМ за год
Мероприятие
233
367
305
186
246
Скважин от добывающего фонда
%
27
47,5
34
21,3
28
Дополнительная добыча нефти от проведения ГТМ
Текущего года
Тыс. тонн
75,78
163,45
195,126
127,376
173,683
От всей добычи за год
%
8,6
17,4
18,7
11,9
18,4
От ГТМ прошлых лет
Тыс. тонн
432,8
536,5



Удельная эффективность ГТМ
Тонн/мероприятие
288,5
0
0
671,9
119,4
По продолжительности эффекта
Тонн/сутки эффекта
3
3,7
6,1
7
3,3
На 1 мероприятие
Тонн/мероприятие
325,2
445,4
639,8
684,8
370,3
Продолжительность эффекта
Сутки
25036
44573
31960
18128
30084
Отработанное время
Сутки
38030
70291
52975
29676
44271

      
      

      Продолжение таблицы 3.2
Показатели
Единицы измерения
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
Ввод из бездействия и из других категорий
Количество
Мероприятие
10
1
0
6
9
Дополнительна добыча нефти
Тыс. тонн
1,22
0,02
0
0,88
2,904
Удельная эффективность
Тонн/сутки эффекта
0,5
0,3
0
1
1,4

Тонн/сутки отработано
0,5
0,3
0
1
1,4

Тонн/мероприятие
122
20
0
903
2037
Ввод боковых горизонтальных стволов
Количество
Мероприятие
1
4
11
18
23
Дополнительная добыча нефти
Тыс. тонн
2,14
25,04
61,1
85,985
99,896
Удельная эффективность
Тонн/сутки эффекта
6,7
55,9
33,1
20,3
24,1

Тонн/сутки отработано
6,7
55,9
33,1
20,3
24,1

Тонн/мероприятие
2140
6260
5553
4777
3298,7
Продолжительность эффекта
Сутки
319
448
1845
4240
5410
Отработанное время
Сутки
319
448
1845
4240
5410
Переход на новый горизонт
Количество
Мероприятие
13
0
0
23
16
Дополнительная добыча нефти
Тыс. тонн
3,75
0
0
15,454
1,91
Удельная эффективность
Тонн/сутки эффекта
2,1
0
0
4,6
0,9

Тонн/сутки отработано
2,1
0
0
4,6
0,9
Продолжительность эффекта
Сутки
1807
0
0
3370
2164
Отработанное время
Сутки
1813
0
0
3971
2346
Обработка призабойной зоны
Количество
Мероприятие
105
231
171
86
106
Дополнительная добыча нефти
Тыс. тонн
49,21
86,54
43,6
18,17
44,4
Удельная эффективность
Тонн/сутки эффекта
3,9
2,8
2,2
2,6
3,3

Тонн/сутки отработано
2,8
2
1,3
1,3
2,2

Тонн/мероприятие
468,7
374,6
255
211,3
418,6
Продолжительность эффекта
Стуки
12683
30463
19876
7066
13524
Отработанное время
Сутки
17439
43901
32952
14352
20427
      Продолжение таблицы 3.2
Показатели
Единицы измерения
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
Оптимизация механизированного фонда
Количество
Мероприятие
4
2
1
8
5
Дополнительная добыча нефти
Тыс. тонн
18,73
50,87
71
6,224
18,88
Удельная эффективность
Тонн/сутки эффекта
2,5
3,8
6,9
3,1
3,7

Тонн/сутки отработано
1,2
2
3,9
1,3
1,6

Тонн/мероприятие
187,3
394,3
582
163,8
290,5
Продолжительность эффекта
Сутки
7514
13305
10234
1995
5115
Отработанное время
Сутки
15358
25523
18173
4974
12099
Ремонтно-изоляционные работы
Количество
Мероприятий
4
2
1
8
5
Дополнительная добыча нефти
Тыс. тонн
0,73
0,98
0
0,6
0,82
Удельная эффективность
Тонн/сутки эффекта
2,8
3,5
0,4
1,2
48,2

Тонн/сутки отработано
1,4
2,8
0,4
0,5
17,4

Тонн/мероприятие
182,5
490
2
77
164
Продолжительность эффекта
Сутки
265
282
5
515
17
Отработанное время
Сутки
520
344
5
1175
47

      За указанный период наблюдается снижение дополнительной добычи нефти от обработки призабойной зоны пласта, связанный с уменьшением числа мероприятий данного вида. Количество вводимых БГС увеличилось с 18 в 2014 году до 23 в 2015 году, удельная эффективность по годам изменялась в пределах 6,7-55,9 тонн/сутки на 1 мероприятие. 
      В 2015 году на добывающем фонде Мишкинского месторождения проведено 246 различных геолого-технических мероприятий; в год проведения дополнительно получено 173,7 тысяч тонн нефти или 18,4 % от .......................