- •2.5. Анализ эффективности применения грп на других месторождениях…... 36
- •2.7.3. Расчет технологической эффективности при реализации грп…………. 45
- •Введение
- •I. Геологический раздел
- •1.1. Общие сведения о Мишкинском месторождении
- •1.2. Геолого – физическая характеристика визейской залежи
- •1.3. Физико – гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов визейской залежи
- •1.4. Свойства и состав нефти, газа и воды визейской залежи
- •1.5. Запасы нефти и газа визейской залежи
- •Утвержденный и текущий коэффициент извлечения нефти
- •1.6. Осложняющие факторы геологического строения разреза визейской залежи
- •II. Технологический раздел
- •2.1. Текущее состояние разработки визейской залежи
- •2.2. Анализ текущего состояния разработки визейской залежи
- •2.2.1. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки визейской залежи
- •2.2.2. Технико – эксплуатационная характеристика фонда скважин
- •2.2.3. Анализ примененных на визейской залежи технических решений для интенсификации добычи нефти
- •2.2.4. Анализ выработки запасов нефти визейской залежи
- •2.2.5. Анализ эффективности реализуемой системы разработки визейской залежи
- •2.3. Выбор и обоснование применения грп
- •2.4. Литературный обзор технических публикаций по методу грп
- •2.5. Анализ эффективности применения грп на других месторождениях
- •2.6. Проектирование грп на визейском объекте Мишкинского месторождения
- •На примере скважины 1305 составим план проведения гидроразрыва пласта, выберем проппант, рабочую жидкость и определим показатели процесса
- •2.7. Определение технологической эффективности при реализации грп
- •2.7.1. Исходные данные для определения эффекта грп
- •2.7.2. Выбор метода определения технологической эффективности
- •2.7.3. Расчет технологической эффективности при реализации грп
- •2.7.4. Сравнение расчетных технологических показателей работы скважин после проведения грп с утвержденным вариантом
- •Список использованных источников
II. Технологический раздел
2.1. Текущее состояние разработки визейской залежи
Визейская залежь Мишкинского месторождения нефти открыта в 1966 году. Впервые запасы нефти подсчитаны и утверждены ГКЗ СССР в 1970 г. [5] (протокол ГКЗ № 5992). В 1973 г. институтом «Гипровостокнефть» составлена комплексная технологическая схема разработки, утвержденная ЦКР СССР в 1974 году (протокол № 387 от 04.06.74 г.), согласно которой в этом же году визейский объект введен в разработку.
В 1986 году институтом «ТатНИПИнефть» была составлена новая технологическая схема разработки, которая учитывала изменение геологического строения объектов разработки и их продуктивности по данным эксплуатации [2] (протокол № 1334 от 28.03.89 г., ЦКР СССР).
Лицензии на право пользования недрами по отдельным объектам ИЖВ 00137 НЭ-ИЖВ-00140 НЭ выданы ОАО «Удмуртнефть» 25.10-26.10.1996 г. Срок окончания действия всех лицензий 31.03.2017 г.
В 2001-2003 гг. по данным геофизических исследований в скважинах по всему фонду Мишкинского месторождения выполнена [4] переинтерпретация материалов ГИС.
В период с 1999 по 2003 гг. на яснополянскую залежь скважины не бурились. Но залежь вскрыта 12 горизонтальными скважинами, пробуренными на турнейский объект. По результатам бурения новых скважин, переинтерпретации материалов ГИС получены новые данные о геологическом строении месторождения. С учетом полученных данных выполнено определение подсчетных параметров пористости и нефтенасыщенности, внесены изменения в построения структурных карт и карт толщин. Выполнен анализ новых данных по физико-химическим и физическим характеристикам нефтей. Эти данные освещены в предыдущих разделах.
Утвержденный вариант технологической схемы [2] предусматривает:
– организацию 13-точечной площадной системы заводнения;
– размещение скважин по сетке 250×500м;
– общий фонд скважин - 251, в т.ч. 204 - добывающих, 47 – нагнетательных; фонд резервных скважин - 24;
– проектный уровень добычи нефти - 309 тыс. т;
– проектный уровень добычи жидкости - 1006 тыс. т;
– проектный уровень закачки - 1175 тыс. м3;
– проектный срок разработки -97 лет;
– КИН – 42,9%;
– давление на забое добывающих скважин – 6,4-10 МПа;
– давление на устье нагнетательных скважин - 15 МПа.
Вариант также предусматривал проведение опытных работ по закачке горячей воды в элементы нагнетательных скважин 1623 и 1626. Для этих целей дополнительно проектировалось разместить 4 добывающие и 4 нагнетательные скважины.
В настоящее время объект разбурен в пределах Воткинского поднятия по сетке скважин 250×500 м. (тринадцатиточечная обращенная площадная система заводнения). Система ППД организована в 1975 г. Агент закачки холодная вода.
Объект находится в III стадии разработки и характеризуется падающей добычей. Залежь разрабатывается с поддержанием пластового давлении.
Начальное пластовое давление по визейскому объекту - 15,5 МПа; текущее пластовое давление, средневзвешенное по площади – 13,6 МПа. Среднее давление насыщения по объекту составляет 8,2 МПа. Давление на забое добывающих скважин – 6,4-10 МПа. Давление на устье нагнетательных скважин составляя в среднем - 12,7 МПа.
На 01.01.2008 г. в общем нефтяном фонде числится 191 скважина, из них 154 добывающих скважин, 37 нагнетательных. Все действующие добывающие скважины работают механизированным способом.
По состоянию на 01.01.2009 г. накопленная добыча нефти по визейскому объекту составила 5786,7 тыс. тонн (60,7% от НИЗ). Текущий коэффициент
нефтеизвлечения составил 25,8%. Добыча жидкости с начала разработки –
19324,083тыс.м3. Закачка рабочего агента с начала разработки 19595,6 тыс. м3. Среднегодовая обводненность продукции составила 88,2 %. Темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов 1,53%.
Стратиграфическое расчленение отложений, слагающих разрез визейского объекта, не претерпело изменений.