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

В башкирских отложениях выявлено две залежи нефти: на Воткинском и Черепановском поднятиях, приуроченных к известнякам, коллекторские свойства резко меняются как по площади, так и по разрезу. Количество пористых пропластков в отдельных скважинах достигает 17-22, они обычно маломощны и составляют не более 35-50% толщины отдельных пористых прослоев изменяются в широких пределах от 0,4 до 11м. К

ровля подуктивных отложений ограничена пластом верейских аргиллитов. Залежь нефти на Воткинском поднятии пластово-массивная, ВНК принят на отметке минус 1044м.

В яснополянском недгоризонте на площади Мишкинского месторождения выделяются три залежи нефти, приуроченные к различным структурам. Западно- и Восточно-Воткинским куполам и Черепановскому поднятию. Продуктивными являются пористые песчаники и алевролиты пластов Тл-0, Тл-I, Тл-II тульского горизонта и пласты Бб-I, Бб-II, Бб-Ш бобриковского горизонта. Пористые и проницаемые разности песчаников и алевролитов образуют линзы, пропластки и пласты, не выдержанные ни по площади ни по разрезу. Наиболее регионально распространены пласты Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II, Бб-Ш. плотные разделы между пластами Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II местами выклиниваются и указанные пласты сливаются, образуя единую сложную гидродинамическую систему. Залежь нефти, приуроченная к этим пластам, экранирована в кровле толщей аргиллитов, мергелей и алевролитов (15-20м) тульского горизонта. Нефтенасыщенный пласт Бб-III, залегающий в подошве бобриковского горизонта, отделен от вышележащего Бб-II пластом аргиллитов толщиной около 10м, который прослеживается во всех скважинах и образует надежную покрышку для залежи нефти. Залежи нефти яснополянмкого надгоризонта относятся к типу пластово-сводовых. Уровень ВНК принят на отметке минус 13311,5м.

Залежь нефти в турнейском ярусе приурочена к пласту пористо-каверновых известняков толщиной до 36м, залегающему в кровле черепетского горизонта. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 до 8,0м. Покрышкой пласта служат аргиллиты подошвы кизеловского горизонта. Залежь имеет массивное строение. ВНК колеблется в интервале 1354-1358м.

Непромышленная залежь нефти выявлена в маломощном пласте пористых карбонатов, залегающих в подошве кизеловского горизонта турнейского яруса.

Для статистической обработки определения пористости, проницаемости, нефтенасыщенности были использованы данные лабораторных анализов керна, результаты промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин.

Пористость продуктивных пластов определялась как по керну так и по промыслово-геофизических материалах. При проектировании для всех горизонтов были взяты определения пористости по геофизическим данным. Полученные значения коэффициентов вариации пористости составляет для верейского горизонта 23,6%, башкирского яруса 31,4%, яснополянского надгоризонта 34,8%, турнейского яруса 29,6%. Эти величины говорят о сравнительно хорошей однородности пластов коллекторов по пористости.

Проницаемость пластов в большом объеме исследовалась по керну и гидродинамическим материалам. При проектировании для всех горизонтов были взяты определения проницаемости, полученные в результате гидродинамических исследований за 1984-1985 годы. Следует отметить близкие значения проницаемости, определенными по керну и гидродинамическими методами для карбонатных коллекторов. Вычисленные значения коэффициентов вариации проницаемости составляет: для верейского горизонта 132%, башкирского яруса 251%, яснополянского надгоризонта 124%, турнейского яруса 144%. Это говорит о значительной неоднородности коллекторов этих отложений по проницаемости.

Нефтенасыщенность пород коллекторов как в лабораторных условиях по керну, так и по материалам промыслово-геофизических исследований. Средняя нефтенасыщенность для проектирования взята по геофизическим данным, как более предпочтительная. Коэффициенты вариации нефтенасыщенности составляют: для верейского горизонта 7,5%, башкирского яруса 6,2%, яснополянского надгоризонта 6,6%, турнейского яруса 5,8%. Это свидетельствует о высокой степени однородности насыщенности нефтью пластов коллекторов.

Определение содержания связанной воды в кернах на поверхности не проводилось. Принятые для проектирования величины насыщенности связанной водой определялись по формуле I-Кн, где Кн-начальная нефтенасыщенность, определенная по геофизическим данным.

Толщины пластов. Продуктивные отложения вереского горизонта представлены двумя пластами пористых известняков В-II и В-III, разделенных прослоями глин и аргиллитов толщиной от 4 до 6 м. Пласт В-II хорошо выдержан по всей площади месторождения. Пласт B-III состоит из двух прослоев, разделенных прослойками аргиллитов. Общая среднеразмерная толщина горизонта составляет 13,2м, при интервале измерения 5,4-56,0м и при коэффициенте вариации 0,031. Это указывает на хорошую выдержанность общей толщины верейского горизонта по площади. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 до 11,4м, при средней величине 5,3м и коэффициенте вариации 0,214, так как она менее выдержана по площади, чем толщина.

Продуктивные пласты башкирского яруса представлены прослоями пористых известняков, количество которых в отдельных скважинах достигает 17-22, толщина прослоев изменяется от 0,4 до 4м, проницаемые прослои разделены плотными разностями известняков, часто с примесью глинистого материала. Общая толщина башкирского яруса изменяется от 1,6 до 60,4м при средней величине 22,2м и коэффициенте вариации 0,587, что указывает на невыдержанность продуктивных пластов башкирского яруса по площади. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 5,74м при интервале изменения от 1,6 до 17,2м и коэффициенте вариации 0,362.

Яснополянский надгоризонт представлен тульским и бобриковским горизонтами. В тульском горизонте продуктивными являются пласты Тл-0, Тл-I, Тл-II, представленные песчаниками и алевролитами, которые местами переходят в глинистые разности. Пласты разделены прослоями аргиллитов и плотных алевролитов толщиной 0,5-2,0 м. В отложениях бобриковского горизонта коллекторами служат пласты Бб-I, Бб-II, Бб-Ш, которые представлены песчано-алевролитовыми прослоями, разделенными пропластками глин и аргиллитов. Общая толщина яснополянского надгоризонта изменяется от 17,2 до 22,0м при средней величине 19,2м и коэффициенте вариации 0,074, что свидетельствует о хорошей выдержанности по площади отложений яснополянского надгоризонта в целом. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 4,46м, при интервале измерения 1,1-12,8м и коэффициенте вариации 0,346.

В отложениях турнейского яруса продуктивными являются прослои пористо-каверновых известняков в кровле черепетского горизонта. Пласты разделены плотными разностями известняков толщиной 0,8-8,0м. Общая толщина черепетского горизонта изменяется от 7,2 до 48,6м при средней величине 24,1м и коэффициенте вариации 0,374. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 7,48м, интервал измерения от 8,9 до 24,4м, коэффициент вариации 0,365, что указывает на сравнительно выдержанный характер нефтенасыщенной толщины по площади.

 Скачать реферат