Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН на Мишкинском месторождении

 

Нефти верейских отложений характеризуются по принятой классификации как средние по плотности и с повышенной вязкостью. Сравнение физико-химических свойств нефти показывает, что плотность нефти в пластовых условиях по пласту B-II выше (0,8828 г/см3), чем по пласту B-IIIa (0,8783 г/см3), что связано с ее более низким газосодержанием (17,49 м3/т). Нефть пласта B-IIIa характеризуется более низкой динамической вязкостью (16,02 мПа·с). Нефть, отобранная в пробах из совместных пластов B-II, B-IIIa и B-IIIб верейского горизонта (скв. 194R, 1985 и 2016) , по своим свойствам близка к нефти из пласта B-IIIa, поэтому параметры нефти для пласта B-IIIб рекомендуется брать по аналогии с пластом B-IIIa. Диапазон изменения физических свойств нефти по пластам месторождения не велик, что позволяет отметить их однотипность.

В башкирском ярусе большая часть  представительных проб (восемь из десяти) отобрана из совместных пластов, поэтому пласты охарактеризованы по средним значениям параметров нефти по всем пробам. Большинство параметров нефти, отобранной в скв. 131, 252 и 253 (на Черепановском поднятии) меняется значительно: диапазон изменения динамической вязкости: 10,19-22,04 мПа∙с, плотности нефти в пластовых условиях: 0,8541-0,8950 г/см3, объемного коэффициента: 1,016-1,065, газонасыщенности: 11,60-24,76 м3/т; различия между давлениями насыщения значительно ниже, 4,60-6,10 МПа. Такое же изменение в значениях динамической вязкости, объемного коэффициента и газонасыщенности прослеживается и на Воткинском поднятии, соответственно: 13,6-28,73 мПа∙с, 1,025-1,040 и 10,8-18,0 м3/т. По месторождению в отложениях среднего карбона не наблюдается хорошо выраженной зависимости изменения параметров пластовой нефти с глубиной залегания и по площади.

Нефти башкирских отложений характеризуются  как нефти с повышенной вязкостью (более 10,0 мПа∙с).

В визейском ярусе выделены семь продуктивных пластов с C-II по C-VII. Из-за недостатка проб отдельно по пластам, средние значения параметров нефти  рассчитаны в целом для визейского объекта по всем имеющимся пробам. Нефти визейских отложений также характеризуются как нефти с повышенной вязкостью.

В турнейском ярусе выделены продуктивные пласты Ct-III, Ct-IV. Нефть малевско-упинского  возраста (пласт Ct-IV) изучена по девяти представительным пробам, отобранным в скв. 131R, 180R, 306R, 1319, 1445 и 1811. Она характеризуется как тяжелая (0,9166 г/см³), высоковязкая (более 30 мПа∙с).По пластам Ct-III черепетского горизонта турнейского яруса и D3-zv заволжского надгоризонта фаменского яруса пробы не отбирались.

 

 

Таблица № 4. Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях

Наименование параметра	Верейские отложения	Башкирские отложения	Визейские отложения	Турнейские отложения
Плотность при 200С, кг/м3	892,1	891,7	904,8	920,9
Вязкость, мПа.с при 20ОС	37,67	31,87	65,16	128,13
Молярная масса, г/ моль
Температура застывания, °С	-8,0	-12,7	-8,6	-7,0
Массовое содержание, %
серы	2,91	2,74	3,19	3,55
смол силикагелевых	17,84	17,26	18,40	21,40
асфальтенов	4,70	4,45	5,06	4,17
парафинов	4,35	4,70	4,28	4,80

 

Растворенный в нефти газ

Газ, растворенный в нефти продуктивных отложений среднего и нижнего  карбона, изучен при сепарации глубинных  проб. Средние значения основных параметров газа приведены в таблице 4.8. Газ  верейских и башкирских залежей  по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота < 50%), визейских - азотно-углеводородным (содержание азота > 50%) , турнейских - азотным (содержание азота > 80%).

 

Таблица №5. Компонентный состав нефтяного  газа.

Наименование параметра	Верейские отложения	Башкирские отложения	Визейские отложения	Турнейские отложения
Молярная концентрация, %
- сероводород
- двуокись углерода	0,88	0,14	0,31	1,35
- азот+редкие	35,72	40,00	57,05	87,20
в т.ч. гелий	0,016	0,019	0,047	0,059
- метан	11,76	9,65	6,63	1,94
- этан	13,56	13,21	7,87	2,67
- пропан	20,48	19,91	14,45	2,59
- изобутан	4,02	4,09	3,50	1,49
- норм, бутан	8,03	7,18	5,96	1,75
- изопентан	2,65	2,59	2,05	1,18
- норм. пентан	2,07	1,78	1,37	0,74
- гексаны
- октаны
- остаток С9+	1,10	1,48	0,95	0,94
Плотность
- газа, кг/м3	1,559	1,541	1,453	1,270
- газа (по воздуху), доли  ед.	1,294	1,279	1,206	1,054
- нефти, кг/м3	894,3	891,7	904,8	920,9

 

Пластовые воды

Результаты анализа проб пластовой  воды приведены в таблице 6. Воды исследованных гидростратиграфических подразделений являются высокоминерализованными рассолами хлор-кальциевого типа с промышленным содержанием йода и брома, плотностью 1.17 г/см3, с очень низким содержанием гидрокарбонатов и сульфатов. Замеры концентрации водородных ионов pH единичные, значения близки к нейтральным, сдвинуты в сторону кислой среды.

 

Таблица 6.Характеристика пластовой  воды

Наименование параметра		Верейские отложения	Башкирские отложения	Визейские отложения	Турнейские отложения
Плотность при 20оС, г/см3		1.171	1.172	1.173	1.172
рН		6.8	7.0	6.4	5.93
Минерализация	г/л	254.5	256.6	254.3	251.2
	мг-экв/л	8981	8988	8892	8792
Темпер расч. град		26	27	31	32
Давл. расч МПа		11.42	11.72	14.69	15.20
Вязкость расчетная* (m в) мПа*с		1.35	1.34	1.26	1.24
Концентрации ионов, г/л	Эквивалентная конц NaCl (для  опред Rв)	259	260	257	254
	НСО3-	0.2	0.0	0.0	0.1
	% НСО3-	0.1	0.0	0.0	0.0
	Cl-	158.8	158.9	157.4	155.4
	% Cl-	63.3	63.4	62.8	62.0
	SO42-	0.5	0.6	0.4	0.5
	% SO42-	0.2	0.2	0.1	0.2
	Ca2+	17.1	14.9	15.6	15.9
	% Ca2+	6.8	5.9	6.2	6.3
	Mg2+	5.2	4.5	3.7	4.0
	% Mg2+	2.1	1.8	1.5	1.6
	Na+ K+	73.6	77.7	77.2	75.1
	% (Na+ K+)	29.3	31.0	30.8	30.0
Концентрации ионов, мг-экв/л	НСО3-	3	1	0	1
	Cl-	4478	4481	4439	4383
	SO42-	9	12	7	11
	Ca2+	855	743	780	793
	Mg2+	431	371	308	332
	K+ Na+	3205	3380	3358	3271
Микроэлементы, мг/л	Br (бром)	663	614	616	569
	J (йод)	13	12	11	12
	Бор (B2O3)	89	109	131	180

 

1.5 Запасы нефти

 

Подсчет запасов нефти выполнен трестом "Удмуртнефтеразведка" по состоянию на 15.10.69 г. Результаты подсчета утверждены ГКЗ СССР (протокол № 5942 от 10.04.70 г.).

В процессе эксплуатационного разбуривания и выполнения геологоразведочных работ  с получением новой информации неоднократно производилась оперативная оценка запасов и перевод запасов в более высокие категории с утверждением их в ЦКЗ, часть запасов категории С2 была списана. По результатам бурения 1989-91 гг. институтом "УдмуртНИПИнефть" в рамках составления Баланса запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов за 1997 год по месторождениям ОАО "Удмуртнефть" выполнен прирост запасов Черепановского поднятия по отложениям верейского горизонта, башкирского и турнейского ярусов (протокол ЦКЗ РФ №183-98 от 09.04.98г.).

В 2000 г. также в рамках составления Баланса запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов проведена оперативная оценка запасов на Черепановском поднятии (протокол. ЦКЗ РФ № 295-2001(М) от 26.03.2001 г.). Получен прирост запасов нефти по отложениям верейского горизонта, башкирского, визейского и турнейского ярусов. Отдельные участки залежей Черепановского поднятия территориально расположены в Пермской области, соответственно запасы этих участков учитываются Госбалансом отдельно.

В 2001 г. по результатам бурения разведочных скважин 10R, 14R, 308R выполнен оперативный подсчет запасов нефти Чужеговского поднятия по продуктивным отложениям верейского горизонта (протокол ЦКЗ РФ №199(М) от 01.04.2002 г.). Подсчитанные запасы находятся за пределами разрешенной лицензионной деятельности и относятся к нераспределенному фонду.

Состояние запасов, числящихся на Госбалансе , на 01.01.2007 г. приведено в таблице 7.

В 2005 г. ЗАО "ИННЦ" выполнен отчет по пересчету запасов нефти месторождения. В настоящее время отчет представлен на экспертизу в ГКЗ МПР РФ.

Пересчет запасов выполнен по следующим подсчетным объектам:

• B-II, B-IIIa, B-IIIб верейского горизонта среднего карбона;
• А4-0, А4-1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6 башкирского яруса среднего карбона;
• С-II, С-III, С-IV, С-V, С-VI, С-VII визейского яруса нижнего карбона;
• Сt-III, Сt-IV турнейского яруса нижнего карбона;
• D₃-zv заволжского надгоризонта верхнего девона.

 

 

Таблица 7. Состояние запасов  нефти по Мишкинскому месторождению на 01.01.2007 г.

Объект, месторождение  в целом	Начальные запасы нефти, тыс. т										Текущие запасы нефти, тыс. т
	утвержденные ГКЗ СССР					на Государственном  балансе
	геологические		извлекаемые		КИН С1/С2 д. ед.	геологические		извлекаемые		КИН С1/С2 д. ед.	геологические		извлекаемые		текущий КИН С1/С2 д. ед.
	В+С1	С2	В+С1	С2		В+С1	С2	В+С1	С2		В+С1	С2	В+С1	С2
Распределенный фонд
верейский (В-II+B-III)	73526.3	29436.3	24998.9	10008.3	0.34/0.34	93652	4228	31434	1439	0.34/0.34	83751	4228	21533	1439	0.118/-
башкирский	29297.4	7712.9	9961.1	2622.4	0.34/0.34	39795	554	13526	188	0.34/0.34	35029	554	8760	188	0.136/-
визейский (Тл-0,I,II,Бб-I,II,III)	20670.2	-	8782.5	-	0.42-0.5	22238	-	9440	-	0.424	16451	-	3653	-	0.352/-
турнейский (С1t)	43598.8	1038.2	17003.5	404.9	0.39/0.39	44416	-	17322	-		36222	-	9128	-	0.226/-
Всего по распределенному фонду	167092.7	38187.4	60746	13035.6		200101	4782	71722	1627		171453	4782	43074	1627
Нераспределенный фонд
Чужеговский участок верейский (В-II+B-III)						982	499	334	170	0.34/0.34	982	499	334	170	-
Пермская область
верейский (В-II+B-III)						178	139	61	47	0.34/0.34	178	139	61	47
башкирский						416	208	142	71	0.34/0.34	416	208	142	71
визейский (Тл-0,I,II,Бб-I,II,III)						208	-	88	-	0.424	208	-	88	-
Всего по Пермской области						802	347	291	118	802	347	291	118
Всего по месторождению						201885	5628	72347	1915		173237	5628	43699	1915

 

Выводы по геологическому разделу:

По месторождению выделяется 4 объекта эксплуатации, но основные промышленные скопления нефти приурочены к пласту В-II башкирского яруса (около 43% от НИЗ).

Верейский объект.

В 2006 году добыто 354,8 тыс. т нефти при проектном уровне 390,3 тыс. т. Темп отбора от НИЗ – 1,5 %, проектный уровень – 1,6 %. Добыча жидкости составила – 1725,5 тыс. т (проектный уровень – 1768,0 тыс. т), обводненность составила – 79,5 % (проектное значение – 77,9 %). Текущая компенсация отборов закачкой составила – 103,6 % при проектной – 115,0 %.

Отставание фактической  годовой добычи за 2006 год составило 9% от проектной и обусловлено тем, что средний дебитом по нефти на 0,4 т/сут ниже проектного при превышении действующего добывающего фонда на 11 скважин (3%).

Башкирский объект.

По состоянию на 01.01.2007 г. по башкирскому объекту разработки отобрано 4766,3 тыс. нефти, что соответствует  проектному значению. Текущий коэффициент  нефтеизвлечения составил 0,119 при проектном 0,118, отбор от НИЗ 34,9% при обводнённости продукции 89,7% (проектная 87,4%). Жидкости отобрано 14868 тыс. т , что почти соответствует проектному. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой соответствует проектной. Фонд добывающих скважин – 131, что на 9% меньше проектного, действующий фонд нагнетательных скважин – 45, что на 2 скв. меньше проектного, при этом накопленная компенсация отборов закачкой практически соответствует проектной, а текущая превышает проектную на 17,9%.

Визейский объект

На начало 2007 года накопленная  добыча нефти составила 5786,7 тыс. т., накопленная добыча жидкости – 20113,3 тыс. т, отобрано 60,7 % от НИЗ (проектное значение 60,6%), при обводненности 90,3 % (выше проектной на 3 %).

Турнейский объект

За 2006 г. добыча нефти  составила 424 тыс. т, что составляет 90% от проектного уровня. По состоянию на 01.01.2007 г. по турнейскому объекту отобрано 8194 тыс. т нефти (98 % от проектного значения), текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,188 (при проектном 0,190). Отбор от начальных извлекаемых запасов составил 48,2 %, при обводнённости продукции 87,6% (проектное значение – 48,7 % и 85,2% соответственно). Жидкости отобрано 27113,6 тыс. т (101 % от проектного значения). Накопленная закачка составила 4844,4 тыс. м³ (99 % от проектного уровня), годовая компенсация отбора составила 11 %, что соответствует проектному значению. Фонд добывающих скважин – 219 (93 % от проектного количества), действующий фонд нагнетательных скважин – 7 (78 % от проектного количества).

 

 

2. Технологический раздел

 

2.1 Текущее состояние разработки