По результатам первоначального подсчета запасы нефти башкирского яруса Черепановского 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 территории 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)
| Категория | 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. | Пересчётный | |||||||||||
| 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.
Подсчетные параметры и запасы нефти (Пласт В-III Черепановского поднятия):
| Категория | 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-насыщД. 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)
| Категория | 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-насыщд. 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.