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

Курсоваяработапо курсу «Разработканефтяных и газовых месторождений»
тема: «Анализэффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях свысоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения».
Содержание
1.Введение…………………………………………………………………….…..3
2. Геолого-физическая характеристикаместорождения…………………….…5
3. Физико-химические свойства исостав пластовых жидкостей и газов…..…9
4. Новые данные о геологическомстроении и геолого-динамической характеристике месторождения………………………………….….…….……10
5. Анализ текущего состоянияразработки…………..……………….…..……18
6.Характеристика технологическихпоказателей разработки……….…..……19
7. Анализ эффективности реализуемойсистемы разработки.………….…….22
8. Технология применения и оценкаэффективности термополимерного воздействия пласт…………………………………………………….…………23
9.Сопоставление показателей разработки Мишкинскогоместорождения при применении различных технологий (ТПВ, ХПВ, ВВ, ЕР)……….…………..31
10.Расчетная часть…………….………………………………………………..37
11. Заключение……………………………………………………………….…39
12. Графическая часть……………………….…………………………………42
13. Литература……………….…………………………………………………44

ВВЕДЕНИЕ
В течение последних лет внефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структурызапасов нефти, что проявляется в росте трудноизвлекаемой нефти, увеличенииколичества вводимых в разработку месторождений с осложненнымигеолого-физическими условиями, повышении удельного веса карбонатных коллекторовс высокой вязкостью нефти и т. д.
Создание и внедрение впроизводство новых способов и технологий воздействия на пласт с целью получениявысоких технико-экономических показателей разработки месторождений в такихусловиях является одной из самых актуальных задач.
В этой курсовой работе проведен анализ разработки Турнейского яруса Черепетского горизонта Мишкинского месторождения сприменением технологии термополимерного воздействия на пласт (ТПВ).
Мишкинское нефтяноеместорождение расположено на границе Воткинского и Шарканского районов УдмуртскойРеспублики. На территории месторождения находятся мелкие населенные пункты:деревни Мишкино, Черепановка. Площадь месторождения расположена в бассейне рекиКама и занимает водоразделы речек Вотка, Шарканка, Сива. Это холмистаямесность, расчлененная оврагами. Абсолютные отметки рельефа изменяются от140-180м на юге, до 180-250м на севере.
Климат районаумеренно-континентальный, с продолжительной (до 6 месяцев) зимой. Средняятемпература +2 С0, морозы иногда достигают -40 С0.Средняя глубина промерзания грунта 1,2м.
Добычу нефти ведет УН-ЮГУДНГ-1.
Водозабор для ППДрасположен на реке Сива. Источник энергоснабжения – подстанция 220/110/35/6 кВ«Сива». Подготовка нефти осуществляется на Мишкинской УПН, расположенной натерритории месторождения.
Геолого-физическаяхарактеристика Мишкинского месторождения нефти.
Мишкинское месторождениеприурочено к одноименной антиклинальной структуре субширотного простирания,осложняющей восточную часть Киенгопского вала, расположенного в пределахВерхне-Камской впадины. Структура сложена двумя куполами: западным – Воткинскими восточным – Черепановским.
В геологическом строенииместорождения принимает участие отложения девонского, каменноугольного,пермского и четвертичного возрастов, залегающие на породах протерозойскойгруппы, вскрытых на глубине 2200-2300м скважинами 182, 185 и 189.
Вскрытая часть (толщина150-173м) рифейско-вендского комплекса представлена доломитами и аргиллитами сподчиненными прослоями алевролитов и песчаников. В составе эйфельских отложенийнижнего девона выделены известняки бийского горизонта (16м). В верхнедевонскихобразованиях в составе франкского яруса выделены терригенные отложенияпашийского (14-16м), терригенно-карбонатные отложения кыновского (29-36м),карбонатные отложения саргаевского (5-7,4м ) и семилукского (21-26м) горизонтовнижнефранкского подъяруса, бурегского (27,7-29,9м) воронежского, евлановского иливенского (20-28м) горизонтов верхнефранского подъяруса, фаменский яруспредставлен известняками толщиной до 107-150м.
Среди нижнекаменноугольныхобразований установлены известняки и доломиты с прослоями аргиллитовтурнейского яруса (382-406м), алевролиты, аргиллиты, песчаники и углистыесланцы бобриковского (15-30м) и тульского (29-42 м) горизонтов яснополянскогонадгоризонта визейского яруса. Окский (106-130м) и серпуховский (51-69м)надгоризонты визейского яруса представлены известняками и доломитами свключением гипса и ангидрита. Намюрский ярус (14-27м) сложен известняками идоломитами. В среднем карбоне в отложениях башкирского яруса установленыизвестняки, доломиты и мергели толщиной 54-74м. В составе московского ярусавыделены 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-глинистымиобразованиями.
Четвертичные отложения(0-5м) представлены глинами, песками и песчанистыми суглинами.
Промышленнаянефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта, башкирского яруса,яснополянского надгоризонта (тульский и бобриковский горизонт) и турнейскогояруса. Признаки нефтеносности встречены в отдельных скважинах (№ 184, 193, 194,208, 210) в отложениях каширского горизонта.
Породы-коллекторыверейского горизонта, башкирского и турнейского ярусов представленыизвестняками с подчиненными прослойками мергелей, доломитов, алевролитов иаргиллитов. Известняки трех основных литологических разностей: мелко – итонкозернистые, органогенно-детритовые и сгустково-комковатые.
Нефтенасыщенные отложенияяснополянского надгоризонта сложены песчаниками кварцевыми, мелко иразнозернистыми, алевролитами, слабо глинистыми и алевролитами песчанистыми,крупнозернистыми различной степени глинистости.
В верейском горизонтевыделено два продуктивных пласта В-II и B-III, разделенных хорошо прослеживаемыми пластамиаргиллитов и глинистых известняков толщиной от 4 до 6 м. В основании верейского горизонта залегает пласт В-III. Внем прослеживается два прослоя пористых известняков. Толщина эффективных нефтенасыщеныхизвестняков пласта колеблется от 0,6 до 6,8м. От пласта В-II и башкирской залежи он отделенплотными аргиллитами. Пласт В-IIхорошо выдержан по всей площади месторождения. Эффективная нефтенасыщеннаятолщина изменяется от 1,2 до 6,4м. Залежи нефти, приуроченные к пластам B-II и B-III, пластовосводные. По результатамгеофизических исследований и опробованию скважин ВНК принят условно на отметкеминус 1040 м для пласта В-II иминус 1042м для пласта В-III.Высота и размеры залежей приведены в таблице 1.
ТАБЛИЦА 1Возраст продуктивных пластов залежи Индекс продуктивного пласта Тип залежи Размеры залежи Длина, км Ширина, км Высота, м верейский B-II Пластово-сводовый 25 12 50 B-III Пластово-сводовый 25 12 52 башкирский А-4 Пластово-массивная 16 8 32 яснополянский Тл-I Пластово-сводовый 8,5 5 31 турнейский C-I массивный 8 5 32 /> /> /> /> /> /> />
В башкирских отложенияхвыявлено две залежи нефти: на Воткинском и Черепановском поднятиях,приуроченных к известнякам, коллекторские свойства резко меняются как поплощади, так и по разрезу. Количество пористых пропластков в отдельныхскважинах 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.Кровля подуктивных отложений ограничена пластом верейских аргиллитов. Залежьнефти на Воткинском поднятии пластово-массивная, ВНК принят на отметке минус1044м.
В яснополянскомнедгоризонте на площади Мишкинского месторождения выделяются три залежи нефти,приуроченные к различным структурам. Западно- и Восточно-Воткинским куполам иЧерепановскому поднятию. Продуктивными являются пористые песчаники и алевролитыпластов Тл-0, Тл-I, Тл-II тульского горизонта и пласты Бб-I, Бб-II, Бб-Ш бобриковского горизонта. Пористые и проницаемыеразности песчаников и алевролитов образуют линзы, пропластки и пласты, невыдержанные ни по площади ни по разрезу. Наиболее регионально распространеныпласты Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II, Бб-Ш. плотные разделы междупластами Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II местами выклиниваются и указанныепласты сливаются, образуя единую сложную гидродинамическую систему. Залежьнефти, приуроченная к этим пластам, экранирована в кровле толщей аргиллитов,мергелей и алевролитов (15-20м) тульского горизонта. Нефтенасыщенный пласт Бб-III, залегающий в подошве бобриковскогогоризонта, отделен от вышележащего Бб-II пластом аргиллитов толщиной около 10м, который прослеживается во всехскважинах и образует надежную покрышку для залежи нефти. Залежи нефтияснополянмкого надгоризонта относятся к типу пластово-сводовых. Уровень ВНКпринят на отметке минус 13311,5м.
Залежь нефти в турнейскомярусе приурочена к пласту пористо-каверновых известняков толщиной до 36м,залегающему в кровле черепетского горизонта. В большинстве скважинпрослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 до8,0м. Покрышкой пласта служат аргиллиты подошвы кизеловского горизонта. Залежьимеет массивное строение. ВНК колеблется в интервале 1354-1358м.
Непромышленная залежь нефтивыявлена в маломощном пласте пористых карбонатов, залегающих в подошвекизеловского горизонта турнейского яруса.
Для статистическойобработки определения пористости, проницаемости, нефтенасыщенности былииспользованы данные лабораторных анализов керна, результатыпромыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин.
Пористость продуктивныхпластов определялась как по керну так и по промыслово-геофизических материалах.При проектировании для всех горизонтов были взяты определения пористости погеофизическим данным. Полученные значения коэффициентов вариации пористостисоставляет для верейского горизонта 23,6%, башкирского яруса 31,4%,яснополянского надгоризонта 34,8%, турнейского яруса 29,6%. Эти величиныговорят о сравнительно хорошей однородности пластов коллекторов по пористости.
Проницаемость пластов вбольшом объеме исследовалась по керну и гидродинамическим материалам. Припроектировании для всех горизонтов были взяты определения проницаемости,полученные в результате гидродинамических исследований за 1984-1985 годы.Следует отметить близкие значения проницаемости, определенными по керну игидродинамическими методами для карбонатных коллекторов. Вычисленные значениякоэффициентов вариации проницаемости составляет: для верейского горизонта 132%,башкирского яруса 251%, яснополянского надгоризонта 124%, турнейского яруса144%. Это говорит о значительной неоднородности коллекторов этих отложений попроницаемости.
Нефтенасыщенность породколлекторов как в лабораторных условиях по керну, так и по материалампромыслово-геофизических исследований. Средняя нефтенасыщенность дляпроектирования взята по геофизическим данным, как более предпочтительная.Коэффициенты вариации нефтенасыщенности составляют: для верейского горизонта7,5%, башкирского яруса 6,2%, яснополянского надгоризонта 6,6%, турнейскогояруса 5,8%. Это свидетельствует о высокой степени однородности насыщенностинефтью пластов коллекторов.
Определение содержаниясвязанной воды в кернах на поверхности не проводилось. Принятые для проектированиявеличины насыщенности связанной водой определялись по формуле I-Кн, где Кн-начальнаянефтенасыщенность, определенная по геофизическим данным.
Толщины пластов.Продуктивные отложения вереского горизонта представлены двумя пластами пористыхизвестняков В-II и В-III, разделенных прослоями глин и аргиллитов толщиной от4 до 6 м. Пласт В-II хорошо выдержанпо всей площади месторождения. Пласт B-III состоит из двух прослоев,разделенных прослойками аргиллитов. Общая среднеразмерная толщина горизонтасоставляет 13,2м, при интервале измерения 5,4-56,0м и при коэффициенте вариации0,031. Это  указывает на хорошую выдержанность общей толщины верейскогогоризонта по площади. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 до 11,4м, присредней величине 5,3м и коэффициенте вариации 0,214, так как она менеевыдержана по площади, чем толщина.
Продуктивные пластыбашкирского яруса представлены прослоями пористых известняков, количествокоторых в отдельных скважинах достигает 17-22, толщина прослоев изменяется от0,4 до 4м, проницаемые прослои разделены плотными разностями известняков, частос примесью глинистого материала. Общая толщина башкирского яруса изменяется от1,6 до 60,4м при средней величине 22,2м и коэффициенте вариации 0,587, что указываетна невыдержанность продуктивных пластов башкирского яруса по площади. Средняянефтенасыщенная толщина составляет 5,74м при интервале изменения от 1,6 до17,2м и коэффициенте вариации 0,362.
Яснополянский надгоризонтпредставлен тульским и бобриковским горизонтами. В тульском горизонтепродуктивными являются пласты Тл-0, Тл-I, Тл-II,представленные песчаниками и алевролитами, которые местами переходят вглинистые разности. Пласты разделены прослоями аргиллитов и плотных алевролитовтолщиной 0,5-2,0 м. В  отложениях бобриковского горизонта коллекторами служатпласты Бб-I, Бб-II, Бб-Ш, которые представлены песчано-алевролитовымипрослоями, разделенными пропластками глин и аргиллитов. Общая толщинаяснополянского надгоризонта изменяется от 17,2 до 22,0м при средней величине19,2м и коэффициенте вариации 0,074, что свидетельствует о хорошейвыдержанности по площади отложений яснополянского надгоризонта в целом. Средняянефтенасыщенная толщина составляет 4,46м, при интервале измерения 1,1-12,8м икоэффициенте вариации 0,346.
В отложениях турнейскогояруса продуктивными являются прослои пористо-каверновых известняков в кровлечерепетского горизонта. Пласты разделены плотными разностями известняковтолщиной 0,8-8,0м. Общая толщина черепетского горизонта изменяется от 7,2 до48,6м при средней величине 24,1м и коэффициенте вариации 0,374. Средняянефтенасыщенная толщина составляет 7,48м, интервал измерения от 8,9 до 24,4м,коэффициент вариации 0,365, что указывает на сравнительно выдержанный характернефтенасыщенной толщины по площади.
Пласты верейскогогоризонта развиты по всей площади месторождения. Коэффициент песчаности 0,42 икоэффициент вариации песчаности 0,1 свидетельствует о выдержанности эффективнойтолщины указанных пластов. Коэффициент расчлененности верейского горизонтаравен 3,18 при коэффициенте вариации 0,305, так как он состоит в основном изтрех пластов.
Пласты башкирского ярусаимеют коэффициент песчаности 0,41 и коэффициент вариации песчаности 0,12, чтоуказывает на выдержанность эффективной толщины пластов. Коэффициентрасчлененности башкирского яруса равен 7,48 при коэффициенте вариации 0,386,что указывает на менее выдержанный по сравнению с верейским характер этихотложений по разрезу.
Для пластовяснополянского надгоризонта коэффициент песчаности составляет 0,47, коэффициентвариации песчаности 0,14. Следовательно, эффективная толщина пластовяснополянского надгоризонта по площади сравнительно выдержана. Коэффициентрасчлененности равен 6,1 при коэффициенте вариации 0,327
Пласты черепетскогогоризонта турнейского яруса имеют коэффициент песчанности равный 0,772 икоэффициент вариации песчаности 0,0011, что указывает на довольно выдержанныйхарактер эффективной толщины пластов. Коэффициент расчлененности составил 3,98при коэффициенте вариации 0,638.
Физико-химическиесвойства и состав пластовых жидкостей и газов.
Пласт В-II-III верейского горизонта. Отбор глубинных проб проведен вСКВ. 184,194-196,210. в пределах залежи давление насыщения нефти изменяется от8,4 до 9,94 МПа, газосодержание от 18,4 до 23,4 м3/т, вязкость от11,80 до 20,4 мПа*с. В сводовой части залежи вязкость пластовой нефтиколеблится в пределах 11,80-14,60 мПа*с и возрастает к контуру нефтеносности.Температура насыщения нефти парафином в пластовых условиях 18,0 С.
Средние значенияплотности нефти равны 0,8916 г/см3, вязкости (при 20 С) – 37,78 мм2/с.По химическому составу нефть высокосернистая (3,01%), парафинистая (3,93%) исмолистая (15,4%). В водонефтяной части залежи плотность и вязкость нефтисоответственно равны 0,9178 г/см3 и 93,62 мм2/с.
Пласт А4 башкирскогояруса. Давления насыщения нефти изменяется от 7,10 до 10,72 МПа,газонасыщенность – от 17,5 до 18,0 м3/т, вязкость – от 10,15 до17,45 мПа*с.

НОВЫЕ ДАННЫЕ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ И ГЕОЛОГО-ДИНАМИЧЕСКОЙХАРАКТЕРИСТИКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Втектоническом отношении Мишкинское месторождение приурочено к одно­именнойантиклинальной структуре субширотного простирания, в юго-восточной частиКиенгопского вала. Структура осложнена двумя куполами западным Воткинским ивосточным Черепановским.
Вгеологическом строении месторождения принимают участие отложения девонского,каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.
Промышленнаянефтеносность по месторождению приурочена к отложениям среднего и нижнегокарбона.
Вверейском горизонте выделено два продуктивных пласта В-II. B-III, разделенные хорошо прослеживаемымиаргиллитами и глинистых известняков толщиной от 4-до 6м. Коэффициентпесчанистости составляет 0,42, коэффициент расчлененности 3,18 д.ед. Толщинаэффективных нефтенасыщенных известняков пласта B-III колеблется от0,6 до. 6,8м. Пласт В-IIхорошо выдержан по площади месторождения. Эффективная нефтенасыщенная толщинаизменяется от 1,2м до 6,4м. Залежи нефти, приуроченные к пластам В-II и, пластовые сводовые. ВНК принят наотметке -1040м для пласта В-П, -1042м для пласта B-III.
Залежьнефти башкирского яруса приурочена к известнякам, коллекторские свойствакоторых резко меняется как по площади, так и по разрезу. Продуктивный пластсостоит из большого количества пористых пропластков, коэффициент расчлененностипо залежи 7,48. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м, при интервале изменения от 1,6 до .1-7,2м. Кровля продуктивных отложений ограничена пластом верейскихаргиллитов. Залежь нефти массивно-слоистая.
Яснополянскийнадгоризонт представлен пористыми песчаниками и алевролита-ми тульского ибобрикрвското возраста (Тл-О.Тл -I и Тл- II тульского горизонта и пласты. Bb-I, Bb-II, ВЬ-IП бобриковского горизонта). Эффективная толщина сравнительновыдержана, коэффициент расчлененности по залежи — 6,1. Общая толщинаяснополянского  надгоризонта составляет 19,2м, средняя нефтенасыщенная толщина 4,8 м. Наиболее регионально распространены пласты.Тл-I. Тл- II, Бб — I, Bb-II, ВЬ — III. Плотные пропластки не выдержаны и пласты местамисливаются, образуя сложную гидродинамическую систему. Залежи нефтияснополянского надгоризонта относятся к типу пластово-сводовых. Залежь нефти втурнейском ярусе приурочена к пласту пористо-кавернозных известняков толщинойдо 36м, залегающему в кровле черепетского горизонта. Пласт довольно хорошовьдержан по площади, средняя нефтенасыщенная толщина составляет 7,7м. Покрышкойслужат аргиллиты подошвы кизеловского горизонта. В большинстве скважинпрослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 до8,0м, коэффициент расчлененности равен 3,98. Залежь имеет массивное строение. Вподошвенной части залегает прослой плотных (по промыслово-геофизическим данным)низкопроницаемых пород толщиной 3-6м, отделяющий его от нижних водоносныхпропластков. Однако анализ кернового материала по некоторым скважинам из этогопрослоя, выполненный в Пермском отделении ВНИГНИ, свидетельствует о наличии внем трещиноватости.
Коллекторахарактеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью и сравнительноневысокими фильтрационо-емкостными свойствами. Так, пористость в среднем около16%, проницаемость — 0,213 мкм2. Средняя нефтенасыщенная толщина 7,5м. Нефть,насыщающая эти породы, высоковязкая (72,7 мПа-с). По поверхностным пробам нефтьвысокосмолистая (17,78%), высокопарафинистая (6,09%).
Нефть похимическому составу высокосернистая, парафинистая и смолистая, тяжелая ивысоковязкая. Газонасыщенность нефтей Мишкинского месторождения незначительная.Залежи лишены газовых шапок.
В1995-96 годах силами СП 16/96 АО «Пермнефтегеофизика» в районе Мишкинскогоместорождения с целью до разведки проведены дополнительные сейсмическиеисследования с целью уточнения геологического строения нижнего карбона, девона,венда и рифея. По результатам проведенных работ составлены структурные карты поотложениям карбона, девона, рифея. Проведенные детальные работы позволилиуточнить структурные планы и сделать выводы о перспективности девонскихотложений для поисков нефти, так выявлен ряд структур находящихся внепосредственной близости к Мишкинскому месторождению.
Результатыразведочного и эксплуатационного бурения на юго-западе Воткинского куполапоказали, что залежи нефти верейского горизонта и башкирского яруса сливаются вединую залежь с аналогичными залежами Лиственского месторождения. Всоответствии с полученными результатами испытания и ГИС по скважинамводонефтяной контакт по пластам В-П, B-III вскрыт, соответственно на отметках-1040м и -1042м, что соответствует утвержденному. По отложениям башкирскогояруса наблюдается ступенчатое погружение этажа нефтеносности в сторонуЛиственского месторождения, водонефтяной контакт условно принят в этом районена абс. отм. -1053м.
По среднемукарбону залежи месторождений разделены условной линией, проходящей черезскважины 4331, 4362. В 1994-1995, гг. выполнен прирост запасов нефти побашкирским и верейским отложениям в данном районе.
Результатыприроста запасов, подсчетные параметры этой части залежи приведены в таблице 2.

Таблица2
Подсчетныепараметры и запасы нефти (сочленение Мишкинского и Лиственского месторождений )
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-насыщ
д. ед. пересчётный Пласт В-П 7005,7 2,75 19233,4 0,17 0,72 0,978 0,8985 2068,7 0,34 703,4 Пласт В-Ш 5184,5 1,22 6312,3 0,15 0,67 0,978 0,8985 557,5 0,34 189,5 Башкирский ярус 3721,6 2,8 10418,3 0,14 0,78 0,968 0,8949 985,5 0,34 331,1
По результатамэксплуатационного бурения в южной части Воткинского купола (скв. 2103, 2128,2144, 2315) произошло расширения контура нефтеносности по пласту В-III; по данным опробования и материаламГИС водонефтяной контакт принят на абс. отм.-1042м, что соответствуетутвержденному. Прирост запасов нефти по пласту В-III; выполнен в 1997г., результаты подсчета запасовприведены в таблице 3.Таблица 3 Подсчетные параметры и запасы нефти попласту В-III; (Воткинское поднятие)Категория
Площадь,
тыс. м2
Эфф н/н тол-
щи­на, м
Объем,
тыс. м3 Коэффициенты
Плотность, г/см3 Балан- сов. Запасы, тыс. т К И Н Извлек, запасы, тыс.т
Пори стос-
ти,
д. Ед.
нефтена-сыщ
д. Ед.
пересчёт-
ный B-III С 1 2363,9 1,24 2932,0 0,18 0,75 0,956 0,8963 339,2 0,34 115,3
НаЧерепановском поднятии Мишкинского месторождения в 1989-2000г.г. велисьгеологоразведочные работы. Пробурено восемь разведочных скважин (247, 249, 250,251, 252, 253, 255, 131), силами «Пермнефтегеофизика» проведены детализационныесейсморазведочные работы. В 2000 году проведена переинтерпритация данныхсейсморазведки с учетом последних результатов (бурения скв.131 наЮжно-Черепановском поднятии), а так же дополнительно использовансейсморазведочный материал по Пермской области для уточнения структурныхпостроений в восточной части поднятия. Результаты этих работ показали, чтоструктурный план более сложный, чем представлялось ранее.
Припервоначальном подсчете запасов были выделены два небольших купола разделенныепрогибом в районе скважины 212, западный, соединяющейся с собственно Воткинскимподнятием и восточный частично выходящий за пределы Удмуртии на территориюПермской области. Материалы сейсмики и глубокое разведочное бурение показали,что этот район по отложениям нижнего карбона представляет собой совокупностьмелких структур, с которыми связаны залежи нефти в турнейских и яснополянскихотложениях. По среднему карбону разрозненные залежи объединяются в болеекрупные — это р-н скв. 247-131 и 249-255.
Анализимеющихся материалов позволил уточнить границы, нефтенасыщенные толщины,коллекторские свойства, положение ВНК и выполнить подсчет запасов попродуктивным отложениям.
Залежи нефти турнейского яруса
Залежьнефти кизеловского горизонта связана с Южно-Черепановским поднятием в районе131 скважины. По данным ГИС и перфорации уровень категории C1 и ВНК условно принят на абс. отм. -1362,3м. Данныеподсчета запасов приведены в таблице 4.
Отложениячерепетского горизонта нефтенасыщены в четырех скважинах: 253, 131, 252, 249.Каждая залежь в районе этих скважин приурочена к отдельному куполу ссобственным ВНК: в районе скв. 253 — ВНК — 1377,5м, район скважины 131-ВНКпринят на абс. отм. -1369,3м, р-н скважины 252 водонефтяной контакт на абс.отм. — 1376м, р-н скв. 249 ВНК — 1395,9м. Запасы нефти по черепетскомугоризонту отнесены к категории С1. Данные подсчета запасов приведеныв таблице 4.
Таблица 4.Подсчетные параметры и запасы нефти (турнейский ярус Черепановского поднятия)
Кате
гория
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
Пориос-ти,
д. ед.
Нефте-насыщ
д. ед. Пересчётный Черепетский горизонт Район скв. 253 С1 710,3 1,97 1401,4 0,12 0,66 0,990    0,922 101,3            0,39 39,5 Район скв. 252 С1 851,1 2,13 1813,5 0,13 0,81 0,990  0,922 174,3 0,39 68,0 Район скв. 131 С1 604,6 0,7 429,6 0,14 0,80 0,985 0,914        44       |   0,39 17 Район скв. 249 С1 1858,5 1,36 2530,55 0,12 0,78 0,985 0,910 212 0,39 83 Итого 492 207,5 Кизеловский горизонт Район скв. 131 С1 477,4 0,6 286,5 0,15 0,74 0,985  0,926    29 0,39 11
Залежинефти яснополянского надгоризонта
Пласт T1-II. Напервоначальном этапе разведки залежь нефти по тульскому гори­зонту была открытав районе скважины 187. По результатам геологоразведочных работ выявлены залежинефти в районе скважины 252, 249-255, 253-131. В 2000 году по результатамгеологоразведочных работ и с учетом переинтерпритации сейсморазведочныхматериалов выполнен оперативный подсчет запасов нефти. Водонефтяной контакт позалежам определялся по данным ГИС и испытания пласта. В районе скважин 253-131;187 — ВНК принят на абс. отм. — 1327,5м, что соответствует ранее утвержденномуГКЗ; в р-не скв. 252 — ВНК условно принят на абс. отм. -1329м. В районе скв.249 -255 часть площади подсчета, а, следовательно, и запасы отнесены к Пермскойобласти. Водонефтяной контакт в этом районе принят условно на абс. отм..-1349,6м. (граф, прил.) Все запасы по тульскому горизонту отнесены к категории С1.
Пласт Вb. Бобриковские отложения нефтенасыщены в скважинах 252, 255. Вскв. 255 бобриковский пласт испытан совместно с пластом Т1-П, и его толщинаучтена при подсчете запасов тульского горизонта. Запасы нефти по залежи С ibb подсчитаны в районе скв. 252. Залежьнефти пластовая сводовая, пласт представлен тремя пропластками, границакатегории С1 и ВНК залежи условно принят на абс. отм.-1337м.Результаты подсче­та запасов по яснополянскому надгоризонту представлены втаблице 5.
Таблица5
Подсчетныепараметры и запасы нефти (яснополянский надгоризонт Черепановского поднятия)
 
Кате
гория
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 стос-ти,
д. ед.
нефте-насыщ
д. ед. Пере­счёт­ный
 
Пласт Т1-И
Район скв. 131-253
  С1 2752,8 1,13 3119,1 0,19 0,67 0,990   |   0,911 358 0,42 150
  Район скв. 252
  С1 1051,5 2,46 2589,1 0,20 0,82 0,984
    0,899    |    376
               0,42 153
  Район скв 187
  С1 2049,9 3,77       |    7527,6    |    0,22 0,77 0,990 0,905 1143 0,42 480
  Район скв. 249 — 255
  С1 3887,1 2,13 8291,4 0,17 0,74 0,966 0,911 918 0,42 386
  По Удмуртии
  С1 2688 2,48 6416,2 0,17 0,74 0,966 0,911 710 0,42 298
  Пласт С1 ВВ
  С1 389,9 2,16 841,9 0,17 0,80 0,984 0,899 101 0,42     43
 
Итого по Удмуртии
С1 2688 0,42 1129 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Залежь нефти башкирского яруса
Порезультатам первоначального подсчета запасы нефти башкирского яруса Че­репановскогокупола были подсчитаны по категории С2 районе скважины 187. Поданным глубокого разведочного бурения и сейсморазведочных работ изменилосьструктурное построение и уточнено положение ВНК.
В районескв. 187 Водонефтяной контакт и граница категории С2 по уточненнымданным приняты на абс. отм. — 1052,9м, против утвержденного при первоначальномподсчете запасов -1044м. В районе скв. 252 ВНК на абс. отм — 1064м, запасынефти в радиусе двойного эксплуатационного шага отнесены к категории С1остальная 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 низкихгипсометрических отметках, ВНК условно принят на абс. отм. — 1077м, по нижнейдыре перфорации в скважине 249. Граница запасов нефти категории С1проведена на расстоянии двух эксплуатационных шагов на восток и запад отскважин 249 — 188, остальные запасы отнесены к категории С2. Частьплощади подсчета запасов находится на террито­рии Пермской области.(граф. прил.) В 1997 и 2000 году выполнен подсчет запасов нефти данные подсчета запасовприведены в табл. 6.
Таблица6
Подсчетныепараметры и запасы нефти (башкирский ярус Черепановского поднятия)
Кате
гория
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 залежинефти связанные с отдельными небольшими куполами. Промышленные притоки полученыв районе скв 247, 252, 249. Водонефтяной контакт и граница категории С1 определялись по данным ГИС и результатам испытания. В районескв. 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. Данныеподсчет запасов приведены в таблице 7.
Таблица 7
Подсчетныепараметры и запасы нефти (Пласт В-III Черепановского поднятия):
Кате
гория
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-насыщ
Д. 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. Порезультатам разведочного бурения получены промышленные притоки нефти в скв 188,247, 249, 252. Оперативный подсчет запасов выполнен (1997, 2000г.г.) с учетомсейсморазведочных работ, глубокого разведочного бурения, данных ГИС, испытанияскважин, керна, отбора проб нефти по пласту В-П. На Черепановском поднятиивыявлены две залежи нефти в районе скв. 131-247 и 249-255.
Водонефтянойконтакт установленный по данным опробования скважин и материалов ГИС. По залежив р-не скв. 131-247 ВНК принят на абс. отм. — 1040м, запасы в пределах контуранефтеносности отнесены к категории d. В р-не скв. 249-255 ВНК принят на абс. отм.- 1046м, граница категории C1проведена на западе по линии ВНК, навостоке 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)
Кате
гория
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-насыщ
д. 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 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Внастоящее время месторождение в основном разбурено и по каждому объектуразработки накоплен большой геологический материал. Поэтому необходимосоставить уточненную геологическую модель месторождения и выполнить пересчетзапасов, который позволит систематизировать весь полученный материал побурению, сейсморазведке, ГИС, керну и физико-химическим исследованиям нефтей.
В целомпо Мишкинскому месторождению на 01.01.2001 г. запасы нефти приводятся в таблице9.
Таблица9. 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
Анализтекущего состояния разработки.
Мишкинское месторождение введено вразработку в 1973 году в соответствии с технологической схемой.
Утвержденныйвариант технологической схемы предусматривает следующие основные положения:
— выделение 4-х эксплуатационных объектов, разбуриваемых самостоятельными сеткамискважин:
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 разработкунедренируемых запасов нефти, с размещением скважин по сетке 250x250x500 м(13-ти точечная схема) и применением нестационарного заводнения;
разработкаIV объекта при термополимерномвоздействии, размещение скважин по равномерной треугольной сетке;
— проектные уровни добычи: нефти—1,18 млн.т/год; жидкости—6,5млн. т/год; закачкиводы —7,0 млн. т/год;
бурениена месторождении 437 добывающих и четырех нагнетательных скважин при общемпроектном фонде 1787 скважин;
проведениеопытно промышленных работ по закачке горячей воды в скважины на II и III объектах;
механизированный способэксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН).
В данной работе мы будемрассматривать только 4 объект разработки.
Предусматривалосьразмещение скважин по равномерной треугольной сетке скважин с расстояниямимежду ними 500м и организация площадного заводнения по обращенной семиточечнойсхеме.
В процессе буренияустановлена более сложное геологическое строение объектов и меньшаяпродуктивность залежей.
С целью увеличения темповотбора нефти предложено уплотнение сетки скважин на более продуктивных участкахс переходом от 7-ми точечной и 13-ти точечной схеме площадного заводнения по 2,3, 4 объектам.
По состоянию на 1.10.03г.на 4 объекте пробурено 108 скважин, в том числе 131 добывающих  8нагнетательных 17 контрольных. Из них 6 добывающих скважин находятся вбездействии.
Среднесуточный дебитодной скважины по нефти 4,9 т/сут, по жидкости 9,3 т/сут. Средняя приемистостьодной нагнетательной скважины 54,6 м3/сут.
Характеристикатехнологических показателей разработки.
По состоянию на 01.01.03из Турнейских залежей Мишкинского месторождения отобрано 6500 тыс.т нефти, чтосоставляет 37,5 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ).Добыча нефти за 2002г.составила 386 тыс.т, жидкости 1535 тыс.т, обводненность продукции 78,8 %.     
Основные показателиразработки залежи ниже проектных. Это различие в первую очередь связано сменьшей, чем предполагалось ранее, продуктивностью залежи. Так дебит нефти поновым скважинам ниже более чем в 2 раза ниже проектных значений.
Разбуриваниеместорождения производится более низкими темпами, чем предусмотрено проектнымидокументами.
Технологической схемойпредусматривалась разработка залежей с поддержанием пластового давления. Впроцессе эксплуатации выявилась недостаточная эффективность стационарногозаводнения, в связи, с чем проводят работы по циклическому воздействию, чтоспособствует обводненности продукции.
Разработкатурнейской залежи черепетского горизонта Мишкинского месторождения ведется нарежиме истощения с 1973г., опытные работы по оценке различных технологийвоздействия — с 1985г. В табл. 10 приведены текущие результаты разработкиопытных участков залежи по применению ТПВ (скв. 1413, 1415, 1417) и соседнихучастков, выбранных в районе скв. 1413: скв. 1411 — ХПВ и скв.1417 — заводнениеили водное воздействие (ВВ). Сетка скважин опытных участков для ускоренногополучения результатов выработки по сравниваемым технологиям дополнительноуплотнена еще шестью добывающими скважинами на каждый участок. При этомплотность сетки скважин уменьшилась до 5,3 га/скв. Для сопоставления в этой жетаблице приведены данные выработки по всему объекту и по равнозначному опытномуучастку скв. 1408, где, как и на всей остальной площади залежи (кроме опытныхучастков), разработка ве­дется на естественном режиме истощения (ЕР). Как видноиз данных этой таблицы, почти за 20-летнюю историю разработки коэффициентвыработки в целом по залежи не превысил 0,08 от начальных балансовых запасов(НБЗ). Это свидетельствует о весьма низких темпах и общей неэффективности инерациональности выработки запасов.

/>
Наопытных участках, где ведется воздействие, результаты значительно выше. Однакоони существенно различны и для разных технологий. Наиболее высокимипоказателями выработки характеризуется участок термополимерного воздействия(ТПВ-1). При высоком (но не предельном) значении обводненности продукциискважин (85,5%) достигнутый коэффициент нефтеотдачи превысил запроектированноеконечное его значение и составляет на начало 1995г. — 0,409. Несколько нижепоказатели выработки по участку испытания холодного полимерного воздействия(0,337), и еще более низки показатели по участку заводнения необработаннойводой (0,24). На рис. 1 приведена динамика нефтеотдачи по сравниваемым опытнымучасткам. Столь ощутимое различие в достигнутых результатах разных технологийвоздействия находит объективное подтверждение в улучшении коэффициента охватапо участкам ПВ. Приведенные данные без всяких оговорок свидетельствуют онеобходимости расширения объемов работ по технологии ТПВ и на другие участкиэтого пласта Мишкинского месторождения.
Возможностьулучшения показателей выработки при переходе к технологии ТПВ после продолжительногопериода разработки на истощение подтверждают результаты по участку скв. 1415.После перевода на технологию ТПВ (в 1987г.) дополнительная добыча по участку в1994г. по сравнению с заводнением составила 1,78 тыс. т или 0,2 пунктаповышения нефтеотдачи.
В конце1994г. после анализа состояния разработки было принято решение о переводе натехнологию ТПВ и участка скв. 1417, разрабатывающегося до этого при водномвоздействии (ВВ). Переход к более эффективной технологии
/>

Рис. 1.Изменение во времени коэффициента нефтеотдачи на опытном участке IV объекта Мишкинского месторождения:
1 — участок ТПВ-1 (скв. 1413), 2 — участок ХПВ (скв. 1411), 3 — участок ВВ (скв.1417), 4 -участок ТПВ-2 (скв. 1416), 5 — объект IV в целом, 6 — естественньв1 режим — ЕР (скв. 1424).
покауспел проявиться лишь в некотором снижении темпов обводнения по части скважинучастка.
Анализэффективности реализуемой системы разработки.
Результатыдлительного промышленного внедрения технологии воздействия на залежьМишкинского месторождения холодным полимерным раствором, горячим полимернымраствором и холодной необработанной водой показаны в табл.11. Приведенные в нейпромысловые данные показывают высокую эффективность применения термополимерногометода. Текущая нефтеотдача на участке ТПВ превысила утвержденную ГКЗ СССР(39%) и составляет 40,9% от начальных балансовых запасов и 104,3% от начальныхизвлекаемых запасов. Фактические результаты разработки залежи показывают, чтопринятый ГКЗ коэффициент нефтеотдачи 39%. (при заводнении) оказался явнозавышенным. Экспериментальные и расчет­ные исследования, выполненные воВНИИнефть с исполь­зованием современных методик, показали, что для такихфизико-геологических условий, как в черепетском горизонте Мишкинскогоместорождения, конечный коэффициент нефтеотдачи при использовании заводнения непревысит 25% от балансовых запасов (при реальной прокачке через пласт 1,5—2поровых объемов пласта). Практика 18-летней разработки этого месторожденияподтверждает эти выводы. За эти годы при достижении 80,8% обводненностипродукции на участке (ВВ) скв. 1417 текущий коэффициент нефтеотдачи составляет21,9%. Накопленная добыча нефти на участке ТПВ составила 511,2 тыс. т, чтопревышает расчетную на 19,7 тыс. т. Эта нефть считается дополнительно добытой,т. к. она составляет прибавку к оценкам базовоговарианта при проектировании. Участок продолжает разрабатываться, средняяобводненность про­дукции составляет 85,5%. Среднесуточный дебит добывающихскважин равен 1,4 т/сут. При дальнейшей реализации запроектированной технологииТПВ на этом участке конечный коэффициент нефтеотдачи будет значительно выше.Можно сделать вывод, что технология ТПВ оказалась очень эффективной. Примератаких высоких результатов в карбонатных, крайне неоднородных, коллекторах нет вмировой практике нефтедобычи.
Следуеттакже обратить внимание на стабилизацию (1991—1994) величины обводненностипродукции в скважинах участка, что говорит о хорошем вытесняющем процессерабочим агентом «остаточной» нефти. На начало 1995г. на участке закачано 336,4тыс. м3 горячего полимерного раствора, что составляет около 20%порового объема участка пласта. Такая величина оторочки горячего раствора ПААбыла заложена теоретическими и экспериментальными исследованиями авторамиметода. Поэтому в 1995г. на этом участке начинается закачка подогретой до 85—90°С воды, с расходом 50—75 м3/сут.
/>

Технология применения и оценка эффективности термополимерного воздействияпласт.
Разработкаместорождений с нефтями повышенной и высокой вязкости методом традиционногозаводнения, особенно в трещиноватых коллекторах, как правило, приводит к низкимкоэффициентам нефтеизвлечения (0,25-0,29). Теоретическое и экспериментальноеизучение механизма вытеснения нефти водой по ВНИИ и ИГиРГИ показало, что низкиетекущие и конечные коэффициенты нефтеизвлечения при заводнении залежей нефтиповышен­ной и высокой вязкости связаны, прежде всего, с неустойчивымпродвижением водонефтяных фронтов. С самого начала заводнения развиваетсяявление вязкостной неустойчивости — вода в виде языков различной формы иразмеров проникает в нефтяную часть пласта, оставляя за фронтом невытесненныецелики нефти. Устойчивое, более равномерное продвижение водонефтяного контакта(ВНК) можно достичь за счет снижения отношения вяз­кости нефти и закачиваемогоагента. Достигается это путем увеличения вязкости закачиваемой воды, загущениемее полимерными добавками. Известно, что использование полимерных растворов для увеличения нефтеизвлечения изпластов, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости, дает хорошиерезультаты, если коллектор является терригенным и в карбонатных коллекторах принебольшой их трещиноватости.
Однакозначительные запасы нефти повышенной и высокой вязкости содержатся вкарбонатных коллекторах, обладающих повышенной кавернозностью и сильно развитойтрещиноватостью. Применительно к Удмуртии подобного типа залежью являетсячерепетский горизонт турнейского яруса Мишкинского месторождения. Залежь нефтиприурочена к пластам с трещинно-поровыми карбо­натными коллекторами,содержащими нефть высокой вязкости 78 МПа-с в пластовых условиях. В большинствескважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от0,8 до 8м. Общая толщина залежи нефти в турнейском ярусе составляет 36м.Проницаемость коллектора — 0,213 мкм2, пористость — 16,4%, начальнаянефтенасыщенность — 88,0%. Нефть тяжелая, высоковязкая, содержание парафина внефти — 6%, смол и асфальтенов — 20,5-25%. Давление насыщения нефти — 9,5 МПа,газовый фактор — 7 м3/т. В пластовых условиях средняя плотностьнефти равна 0,91 г/см3. Начальные ге­ологические запасы — 43,6 млн.т. Коэффициент нефтеотдачи, утвержденный ГКЗ, равен 0,39. Глубина залеганияпласта — 1500м.
Наоснове анализа разработки Мишкинского нефтяного месторождения и научныхисследований был создан и внедрен принципиально новый высокоэффективныйкомбинированный метод термополимерного воздействия (ТПВ) на залежи высоковязкойнефти с трещиновато-поровым коллектором. Промышленное внедрение этого методапроводится с 1976г. по настоящее время на черепетском горизонте Мишкинскогонефтяного месторождения Удмуртии.
Механизмнефтеизвлечения при использовании метода ТПВ представляется следующим образом:нагретый до 90°С водный раствор полиакриламида, имея вязкость 1,5-2 МПа-с, призакачке в пласт поступает прежде всего в естественно существующую в карбонатномколлекторе систему трещин и далее проникает в глубь пласта. Таким образом,часть залежи оказывается охваченной воздействием горячего агента, что приводитк снижению вязкости нефти, содержащейся в блоках (матрице) трещиновато-поровогоколлектора. По мере продвижения горячего раствора ПАА по трещинам происходитего остывание. Эффективная вязкость его при этом существенно увеличивается (до10—15 МПа-с). Одновременно с увеличением вязкости возрастают и общиегидравлические сопротивления пласта. В связи с этим увеличивается доля рас­твора,поступающего из трещин в матрицу, т. е. основная емкостная часть пластаоказывается охваченной воздействием закачиваемого агента. Снижение вязкостинефти за счет нагрева пласта и наличие ПАА в растворе приводит к улучшениюсмачиваемости пористой среды, что активизирует процесс капиллярной пропиткиматрицы. Если система трещин, в пласте достаточно разветвленная, тоэффективность от закачиваемого горячего раствора ПАА будет выше в сравнении своздействием горячей воды, которая, в основном, вытесняет нефть помакротрещинам. Преимущество метода ТПВ заключается в ограничении общегоколичества рабочего агента, которое необходимо нагревать, так как для созданиянеобходимого «теплового охвата» не потребуется таких больших количествзакачиваемого теплоносителя, как в случае нагнетания простой горячей воды.
На рис.2 представлены зависимости изменения вязкости нефтей Мишкинского меторождения.
Каквидно, повышение температуры до 60 °С позволяет почти на порядок снизить ихвязкостную характеристику.
/>
На рис.3 представлены зависимости изменения вязкости водных растворов полимера (ПАА)от температуры и концентрации ПАА в растворе. Сопоставление этих зависимостейпозволяет определить значения температуры нефти и раствора полиакриламида(ПАА), при которых соотношение вязкостей нефти и воды µ0 не будет превышать критического значения μ0=10—15.При больших значениях µ0режим вытеснения даже для однородных средтеряет устойчивость и характеризуется образованием языков вытесняющего агента —вязкостной неустойчивостью.
/>
На рис. 4 для иллюстрации представлены зависимости,полученные для различных технологий воздействия. Эффективность ТПВ (кривая 3) всравнении с холодным полимерным воздействием (кривая 2) и, тем более, обычнымзаводнением (кривая 1) очевидна. Эффективно применение ТПВ и послепредварительно проведенного заводнения (кривая 4).
/>
Рис. 4.Зависимость коэффициента нефтеотдачи (h) отколичества прокачанной жидкости τ в объемах пор:
1 — воздействие напласт водой;
2 — воздействие напласт 30%-й от объема пор оторочкой раствора ПАА—ХПВ;
3 — воздействие напласт 30%-й оторочкой горячего полимерного раствора — ТПВ;
4 —  довытеснениеоторочкой горячего раствора ПАА
В ходемодельных экспериментов уточнен необходимый объем оторочки раствора ПАА,который должен составлять не менее 20% от объема пор пласта.
Изученныймеханизм ТПВ показал, что горячий раствор полимера, проникающий, прежде всего,по трещинам, увеличивает свою вязкость примерно на порядок по сравнению сгорячей водой. Таким образом, гидравлические сопротивления на фронте вытеснениядля полимерного раствора оказываются значительно большими, чем для горячейводы, что приводит к увеличению коэффициента охвата. Результаты теоретических иэкспериментальных исследований показывают, что прирост конечногонефтеизвлечения при ТПВ по сравнению с воздействием необработанной водой (дляуказанных геолого-физических условий) составит 15—20%.
Условияи критерии применимости метода термического воздействия разделяются нагеолого-физические и технологические. Одним из главных геологических критериевприменимости метода ТПВ является величина вязкости нефти в пластовых условиях(50 МПа-с и более). Верхний предел величины вязкости пластовой нефтиограничивается 500 МПа-с. Применимость термополимерного воздействия существеннозависит от проницаемости матрицы (блоков) трещиновато-порового коллектора: припроницаемости менее 3-10~2 мкм2 метод малоэффективенввиду низких скоростей капиллярной пропитки блоков. Наибольший эффект этотметод дает для трещиновато-поровых систем. Допустимая глубина залегания продук­тивныхпластов для ТПВ ограничивается величиной пластовой температуры, которая должнабыть не >90°С (при t° близкой 100°С наступает деструкция полимерногораствора). Для получения надежного результата от примене­ния термополимерноговоздействия продуктивный пласт не должен иметь подошвенную воду. ТПВ может бытьприменимо как при рядной системе расстановки скважин (внутриконтурноезаводнение), так и при площадной сис­теме. Наилучшие результаты могут бытьполучены, когда метод применяется с начала разработки залежи. Обязательнымтехнологическим условием успешности процесса ТПВ является обеспечениенепрерывности закачки горячего полимерного раствора в расчетных объемах, атакже соблюдение температурного режима. Для технологии ТПВ требуются водорастворимыеполимеры (преимущественно полиакриламидного типа) различных товарных марок имодификаций (в порошке, в гранулах, гелеобразные и т. д.), однако требуетсяобязательная их проверка на качество и термостойкость. Полимеры для ТПВ должнысохранять свои свойства по реологии до температуры 90— 100°С.
УспешностьТПВ во многом зависит от качества при­готовления полимерного раствора. Дляэтого необходимо соблюдать следующие требования:
растворполимера, поступающий в пласт, не должен содержать твердых или гелеобразныхчастиц;
полимерныйраствор не должен подвергаться при закачке механической деструкции. С этойцелью предпочтительно использовать поршневые насосы вместо центро­бежных;
потеритепла при прохождении полимерного раствора от печи до забоя скважины должныбыть минимальными.
ПреимуществомТПВ является и то, что при его применении не требуется использованиянестандартного или специального оборудования. Для приготовления водныхрастворов полимеров используются блочные установки типа УДПП-1,5. Для подогреваводного раствора полимера применяются печи типа ПБ-160/100. Расположениенагнетательных скважин для использования метода ТПВ ничем не отличается от ихразмещения при заводнении в рядной или площадной системе. Последовательностьвоздействия по данной технологии заключается в закачке сначала расчетнойоторочки горячего полимерного раствора с последующим продвижением ее в глубьпласта закачкой воды. Возможен вариант проталкивания оторочки нагретогополимерного раствора горячей водой, если это экономически целесообразно. Размероторочки горячего полимерного раствора определяется термогидродинамическимирасчетами и составляет 20—30% порового пространства продуктивного пласта,который в процессе осуществления ТПВ на основе полученных данных может бытьскорректирован в ту или иную сторону. Вязкостные свойства полимерного растворарассчитываются в зависимости от термобарических и фильтрационных характеристикданной залежи. Для Мишкинского месторождения на участке турнейской залежитемпература полимерного раствора на устье нагнетательной скважиныподдерживается в интервале 90—95°С.
Концентрацияполимерного раствора зависит от свойств исходного полимерного реагента исвязана с расчетной температурой закачки. В среднем эта величина находится впределах 0,05—0,2% (по сухому порошку). Конкретная величина концентрацииполимера определяется расчетным способом в зависимости от соотношения вязкостейнефти и вытесняющего агента (mн/mв) и определяется непосредственно измерением влаборатории. При этом имеется в виду, что отношение вязкости нефти и вязкостивытесняющего агента не должно превышать 10. При этих соотношениях неразвивается явление вязкостной неустойчивости.
Темпынагнетания полимерного раствора определяются оптимальной скоростью фильтрациивытесняющего агента в пластовой системе и рассчитываются в технологическойсхеме разработки месторождения. Учитывая, что полимерный раствор представляетсобой неньютоновскую жидкость, в нем наблюдается связь между скоростью движенияи «кажущейся» вязкостью. Эта зависимость учитывается в гидродинамическихрасчетах. Процесс ТПВ должен вестись таким образом, чтобы температура поли­мерногораствора на забое была выше первоначальной температуры пласта не менее чем на20—30°С.
Основнымпринципом проектирования технологии ТПВ является обеспечение высокойтехнологической эффективности процесса в условиях трещиновато-поровогоколлектора, содержащего нефть повышенной и высокой вязкости. В расчетах припроектировании ТПВ должен надежно оцениваться возможный прирост в конечномнефтеизвлечении (дополнительная добыча нефти за счет технологии).
ТПВрассматривается как альтернативный вариант разновидностям заводнения. Припроектировании ТПВ в осваиваемых залежах величина технологического эффекта(увеличение нефтеизвлечения) определяется в сравнении с базовым вариантом —заводнением необработанной водой.
С цельюснижения теплопотерь в окружающую среду при движении теплоносителя по стволускважины выполняются тепловые расчеты, в основу которых закладывается требуемаятемпература на забое скважины. Переменными параметрами при этом являютсятемпература теплоносителя на устье скважины и режим закачки теплоносителя.Проведенные расчеты величины изменения температуры на забое нагнетательной скважиныМишкинского месторождения при закачке в пласт горячего раствора (80°С) полимерана глубину 1500м с температурой в пласте 32°С через 126мм эксплуатационнуюколонну и 63мм НКТ (без термоизоляции) оказались близкими к фактическим даннымзабойной температуры, замеренной в конкретной скважине этого месторождения.
Сопоставление показателей разработки Мишкинскогоместорождения при применении различных технологий (ТПВ, ХПВ, ВВ, ЕР)
Следуетсказать, что исследования, связанные с возможностью повышения нефтеизвлеченияиз трещиноватых коллекторов, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости,путем закачки горячего раствора ПАА, до настоящего времени нигде непроводились. Учитывая это, с целью получения достоверных данных и сравненияполученных результатов по нефтеотдаче от закачки холодного раствора ПАА,горячего раствора ПАА и обычной необработанной воды были проведены промышленныеиспытания на Мишкинском месторождении в Удмуртии. Работы начаты в 1976г. ипродолжаются до настоящего времени (1995). Для проведения промышленныхиспытаний было выбрано три равноценных участка залежи. ТПВ на участке скв.1413; ХПВ на участке скв. 1411; ВВ на участке скв. 1417. Получаемые результатына трех участках сравнивались с показателями разработки на участках скв. 1416 и1421, разрабатываемых на естественном режиме. Все эти участки выбирались стаким расчетом, чтобы коллектор, запасы, сетка скважин и другие параметры былимаксимально идентичными. Как видно из табл.12, участки действительно близки посвоим характеристикам и несколько отличаются по запасам и нефтенасыщеннымтолщинам.
Таблица12
Характеристикаучастков промышленного испытания
технологийХПВ, ТПВ в сравнении с водным воздействием (ВВ) и естественным режимом (ЕР)№ п/п Показатели Единица измерения
Участок ТПВ,
СКВ.
1413 Участок ХПВ, скв. 1411
Участок ВВ,
СКВ.
1417 Участок естеств. режима, скв. 142 1. Площадь участка га 78,5 78,5 78,5 78,5 2. Запасы нефти млн. т 1,25 1,45 1,24 1,16 геологические 0,49 0,57 0,48 0,45 извлекаемые 3. Количество скважин шт. 17 18 18 13 добывающих 1 1 1 нагнетательных 4. Сетка скважин мхм 250x250 250x250 250x250 250x250 5. Нефтенасыщ. толщина м 16,3 18,5 14^ 12,6 6. Начальное пластовое давление МПа 14,5 14,5 14,5 14,5 7. Тип коллектора карбонатный, пористо-кавернозно- трещиноватый 8. Пористость % 0,16 0,16 0,16 0,16 9. Проницаемость
мкм2 0,235 0,235 0,235 0,235 10. Коэффициент нефтеизвлечения, утвержденный ГКЗ 0,39 0,39 0,39 0,39 11. Вязкость нефти в пластовых условиях МПа-с 78,35 78,35 78,35 78,35
КонцентрацияПАА для холодного полимерного и горячего полимерного растворов составляла 0,05%(по сухому порошку японского ПАА типа РДА-1012 и РДА-1020). Суточная закачка вскважину не превышает 100 м3/сут. Закачка осуществляется до созданияполимерной оторочки в объеме 20% от объема пор пласта участка, с последующимперемещением ее нагнетанием воды до полного завершения разработки залежи.Добыча нефти осуществляется механизированным способом. Для приготовлениягорячего полимерного раствора используются трубные подогреватели ПТ-160/100. Вкачестве топлива используется газ.
Результатыдлительного промышленного внедрения технологии воздействия на залежьМишкинского месторождения холодным полимерным раствором, горячим полимернымраствором и холодной необработанной водой показаны в табл.11.
Приведенныев ней промысловые данные показывают высокую эффективность применениятермополимерного метода. Текущая нефтеотдача на участке ТПВ превысилаутвержденную ГКЗ СССР (39%) и составляет 40,9% от начальных балансовых запасови 104,3% от начальных извлекаемых запасов. Фактические результаты разработкизалежи показывают, что принятый ГКЗ коэффициент нефтеотдачи 39%. (призаводнении) оказался явно завышенным. Экспериментальные и расчетныеисследования, выполненные во ВНИИнефть с использованием современных методик,показали, что для таких физико-геологических условий, как в черепетском гори­зонтеМишкинского месторождения, конечный коэффициент нефтеотдачи при использованиизаводнения не превысит 25% от балансовых запасов (при реальной прокачке черезпласт 1,5—2 поровых объемов пласта). Практика 18-летней разработки этогоместорождения подтверждает эти выводы. За эти годы при достижении 80,8%обводненности продукции на участке (ВВ) скв. 1417 текущий коэффициентнефтеотдачи составляет 21,9%. Накопленная добыча нефти на участке ТПВ составила511,2 тыс. т, что превышает расчетную на 19,7 тыс. т. Эта нефть считается дополнительнодобытой, т. к. она составляет прибавку к оценкамбазового варианта при проектировании. Участок продолжает разрабатываться,средняя обводненность про­дукции составляет 85,5%. Среднесуточный дебитдобывающих скважин равен 1,4 т/сут. При дальнейшей реализации запроектированнойтехнологии ТПВ на этом участке конечный коэффициент нефтеотдачи будетзначительно выше. Можно сделать вывод, что технология ТПВ оказа­лась оченьэффективной. Примера таких высоких результатов в карбонатных, крайненеоднородных, коллекторах нет в мировой практике нефтедобычи.
Следуеттакже обратить внимание на стабилизацию (1991—1994) величины обводненностипродукции в скважинах участка, что говорит о хорошем вытесняющем процессерабочим агентом «остаточной» нефти. На начало 1995г. на участке закачано 336,4тыс. м3 горячего полимерного раствора, что составляет около 20%порового объема участка пласта. Такая величина оторочки горячего раствора ПААбыла заложена теоретическими и эксперименталь­ными исследованиями авторамиметода. Поэтому в 1995г. на этом участке начинается закачка подогретой до 85—90°С воды, с расходом 50—75 м3/сут.
УчастокХПВ (скв. 1411) расположен в центральной части месторождения и по всем основнымгеолого-физическим параметрам идентичен элементу, где проводится закачкагорячего полимерного раствора (количество скважин, запасы нефти, продуктивныетолщины, сетка скважин и т. д.). В пласт закачивался холодный полимерныйраствор с концентрацией 0,05% по сухому японскому порошку, т. е. той жеконцентрации, что и на участке ТПВ. Анализ показывает, что холодный полимерныйраствор в условиях Мишкинского месторождения довольно полно вытесняет нефть изтрещинно-кавернозных емкостей, но «хуже работает» в матрицах. Поэтому поколичественным оценкам эффективности нефтеизвлечения показатели разработки повремени отстают от результатов на участке ТПВ. Кроме того, из-за отсутствияподогрева рабочего раствора наблюдается ниже приемистость нагнетательныхскважин, и, следовательно, меньшее количество полимер­ного раствора закачано зато же время разработки. С начала внедрения полимерного воздействия закачано289,5 тыс. м3 холодного полимерного раствора (15,9% объема поручастка пласта), против 336,4 тыс. м3 горячего раствора (20%).
УчастокВВ (скв. 1417) близок по своим исходным геолого-физическим параметрам сучастками ХПВ и ТПВ. На участке ВВ производилась закачка холоднойнеобработанной воды. Общий объем закачанной воды составляет 297,2 тыс. м3,что соответствует 19,2% объема пор участка пласта. Сравнение фактическихрезультатов разработки участков при практически равных масштабах воздействия:главные показатели добычи нефти значительно отличаются от данных по участкамТПВ и ХПВ. Текущая величина нефтеотдачи (21,9%) отстает от КНО на участке ХПВ11,8%, а по термополимерному воздействию — вдвое. Динамика обводненности научастке водного воздействия всегда была выше, чем на соседних участках ХПВ иТПВ. По расчетам максимальная нефтеотдача на участке ВВ может достичь величины24—25% от начальных балансо­вых запасов против 39%, утвержденных ГКЗ.
Учитываяположительные результаты полимерной технологии, в 1986г. был выбран еще одинучасток в районе нагнетательной скв. 1415 (ТПВ-2). До 1986г. этот участокразрабатывался на естественном режиме. Участок расположен северо-восточнееучастка ТПВ-1. До освоения под закачку горячего полимерного раствора (1986г.)участок разрабатывался на естественном режиме и имел очень низкие показатели подобыче нефти и по нефтеотдаче. После закачки горячего раствора ПАА в объеме123,8 тыс. м3 дополнительная добыча нефти по сравнению с базовымвариантом составила 6,5 тыс. т. Участок в настоящее время продолжает устойчивоработать, наращивая темп добычи нефти с хорошими показателями, что говорит овысокой эффективности термополимерного воздействия.
Участокскв. 1424 разрабатывается на естественном режиме (на истощение). Показателиразработки этого участка также показаны в табл. 11. Поскольку на участкеникаких мероприятий не проводилось, то и заметных изменений в тенденции ходаэксплуатации здесь не наблюдалось. Добыча нефти осталась на прежнем уровне.Анализ разработки участка на естественном режиме показывает, что режимиспользования естественной пластовой энергии на черепетском объекте необеспечивает достижения удовлетворительных результатов ни по уровням добычи нефти,ни по срокам разработки, ни по результатам конечного нефтеизвлечения.
Аналогичнаякартина наблюдается и на других участках залежи. На основе анализа задлительный период времени (более 18 лет) можно уверенно говорить о высокойтехнологической и экономической эффективности термополимерного воздействия взалежах трещиновато-поровых карбонатных коллекторов с нефтями повышенной ивысокой вязкости. В этой связи принято решение перейти на ТПВ по всей залежичерепетского горизонта Мишкинского месторождения, и в настоящее время эторешение реализуется.
Опытно-промышленныеработы показали, что термополимерная технология наиболее эффективна, когда онаприменяется с самого начала (или вскоре после освоения) разработки, однакометод достаточно эффективен и в уже разрабатываемых объектах (участок ТПВ-2).
Наряду суже перечисленными преимуществами способа ТПВ следует подчеркнуть ограничениеобщего количества рабочего агента, поскольку создание необходимогогидродинамического и «теплового охвата» не требует таких больших количествзакачиваемого агента или теплоносителя, как в случае воздействия на пластгорячей водой. Общий объем рабочего агента для удовлетворительного воздействияв 1,5 раза меньше, чем при других технологиях. Кроме того, при ТПВ наблюдаетсяповышение приемистости нагнетательных скважин. Промышленная разработкаместорождений с карбонатными коллекторами показывает, что, как правило, прииспользовании воды или холодных полимерных растворов не достигаются хорошиепрофили приемистости нагнетательных скважин. Снятие профилей приемистости приТПВ на конкретных скважинах показало, что в них достигается прирост принимающихинтервалов на 20—30%от работающей толщины пласта в сравнении с заводнением ивоздействием ХПВ. Экспериментальными исследованиями и опытно-промышленнымиработами на залежах установлено, что оптимальный размер оторочек горячегополимерного раствора должен составлять 15—20% от общего перового объема пласта,затем следует переходить на закачку необработанной воды (холодной или горячей).Поэтому общие затраты на рабочие агенты при ТПВ оказались меньшими против пер­воначальноопределенных расчетным путем.
Лабораторныеизмерения вязкости полимерных растворов, приготовленных на минерализованной ипресной воде, показали целесообразность использования для этой цели преснойводы, т. к. присутствие солей в воде снижает вязкость полимерного раствора.Следует отметить, что до настоящего времени в отечественной промышленностиотсутствует выпуск высококачественных марок ПАА, что наряду с дефицитом нужноготехнологического оборудования (печей-подогревателей, надежных пакеров,термоизолированных насосно-компрессорных труб) снижает потенциальныевозможности этого метода.
Крометого, сосредоточенность запасов нефти в тонких пластах с низкими коллекторскимисвойствами (что характерно для месторождений Удмуртии) обусловливает низкуюприемистость нагнетательных скважин. При этих условиях и ограниченныхтемпературах нагрева полимера (вследствие опасности его деструкции) не удаетсясоздать в пласте оторочку горячего раствора полимера необходимой температуры. Втаких случаях целесообразно нагревать раствор полимера непосредственно впласте, прогревая предварительно пласт путем нагнетания теплоносителя, вкачестве которого может выступать и горячая вода (или пар и т.п.). Без опасениядеструкции вода, нагретая на поверхности до более высокой температуры, позволитусилить воздействие по снижению вязкости пластовой нефти, да и приемистостьпласта для теплоносителя также выше, чем даже для нагретого раствора ПАА.Эффективность процесса (в том числе с позиций энергосбережения) будет выше,если теплоноситель и раствор полимера закачивать в пласт попеременно внесколько циклов, следующих один за другим. Дальнейшее развитие идеякомбинированного теплового и полимерного воздействия получила в новойкомплексной технологии с усиленным ис­пользованием теплового фактора,разработанной совместно научными сотрудниками института ВНИИ ипроизводственниками АО «Удмуртиефть». Это — технология циклическоговнутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ), котораяпредусматривает чередование двухстадий-ных (двухэтапных) циклов закачкитеплоносителя (горячей воды, пара и др.) с последующим переходом на закачкухолодного раствора полимера. В результате технология имеет ряд преимуществ посравнению с одноцикловой технологией ТПВ:
повышаетсяприемистость нагнетательной скважины, по­скольку раствор полимера поступает впредварительно прогретую зону;
сиспользованием повышенных температур и полимерных растворов расширяется кругобъектов применения технологии, и подключаются в активную разработку тонкиенизкопроиицаемыс пласты;
увеличиваетсякоэффициент охвата пласта рабочим аген­том по сравнению с единовременнымсозданием оторочки раствора полимера заданного объема;
уменьшаетсярасход тепловой энергии на осуществление процесса по сравнению с непрерывнымнагнетанием рабочего агента.
Расчетная часть
Расчет производим поТПВ-участку скважины №1413.
Объемзакачки горячей воды для VT (для проталкиванияоторочки полимера) и раствора поли­мера VП определяетсяиз соотношения:
/>        (1)
где Vt — объем горячей воды, м3; VП — объем оторочки раствора полимера, м3; т— пористость пласта; Сск —удельная теплоемкость минерального скелетапласта, кДж/кг °С; SH — остаточная нефтенасыщенность; Сн— удельная теплоемкость нефти, кДж/кг °С; Сж — удельная теплоемкостьтеплоносителя, кДж/кг °С; рск — плотность минерального скелетапласта, кг/м3; рн — плотность нефти, кг/м3; рж— плотность теплоносителя, кг/м3; a — отношение радиуса фронта концентрации раствораполимера к радиусу фронта возмущенной температуры в пласте; a = 1 ,1-5-1,9; Г — коэффициент Генриадсорбции полимера, м3/м3.
Температурный расчет длянахождения температуры раствора полимера в пластовых условиях из формулы ( 2 ):
/>
где hП — коэффициент теплопотерь через кровлю и подошву пласта; ТП° —температура закачиваемого раствора полимера на забое нагнетательной скважины,°С; ТТ— температура теплоносителя на забое скважины, °С; То —начальная невозмущенная температура пласта, °С; ТП — температурараствора полимера в пластовых условиях, °С; С°П — удельнаятеплоемкость раствора полимера, кДж/кг°С; р°П — плотность раствораполимера, кг/м3; b — коэффициент, учитывающий цикличность закачки теплоносителя и раствораполимера (выбирается в зависимости от продолжительности закачки оторочектеплоносителя и раствора полимера
( b=1 — 2 ).
Данные для расчетов взятыиз таблиц 11 и 12, а также из справочников:
m=0.16; Cck=8.32;rck=2.5*103; SH=0.14; CH=2.5; rH=910; Cж=4.18; rж=1000;
Г=0.87; a=1.5;
Т0=32; Тт=85;С0П=0.102; r0П=1200; Т0П=80; VП=334.9*103.
Подставив данные вформулу ( 1 ) найдем:
VT/VП = 0.91, отсюда получим, что VT=304.759*103 м3горячей воды, т. е. это объем, необходимый для закачки в пласт с цельюпроталкивания оторочки полимера.
Рассчитаем длительностьпериода закачки  VT=304.759*103м3 воды с учетом, что запроектированный ежесуточный ее расходсоставляет 50 – 75м3/сут (62.5 м3/сут):
VT/62.5  = 4876.144 суток =13.36 года
непрерывноготехнологического процесса.
По формуле ( 2 ) послесоответствующих расчетов получим:
ТП=68.040С – температурараствора полимера в пластовых условиях, эта температура соответствует технологическомуусловию процесса ТПВ, т. е. температура раствора на забое действительнопревышает начальную пластовую температуру (То=320С) не менее чем на20 — 300С, а именно на 36.040С.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.
На основе анализаразработки Мишкинского нефтяного месторождения и научных исследований создан ивнедрен принципиально новый высокоэффективный комбинированный методтермополимерного воздействия на залежи высоковязкой нефти с трещиновато-поровымколлектором.
Изученныймеханизм ТПВ показал, что горячий раствор полимера, проникающий, прежде всего,по трещинам, увеличивает свою вязкость примерно на порядок по сравнению сгорячей водой. Таким образом, гидравлические сопротивления на фронте вытеснениядля полимерного раствора оказываются значительно большими, чем для горячейводы, что приводит к увеличению коэффициента охвата. Результаты теоретических иэкспериментальных исследований показывают, что прирост конечногонефтеизвлечения при ТПВ по сравнению с воздействием необработанной водой (дляуказанных геолого-физических условий) составит 15—20%.
УспешностьТПВ во многом зависит от качества приготовления полимерного раствора. Для этогонеобходимо соблюдать следующие требования:
1. раствор полимера,поступающий в пласт, не должен содержать твердых или гелеобразных частиц;
2. полимерныйраствор не должен подвергаться при закачке механической деструкции. С этойцелью предпочтительно использовать поршневые насосы вместо центробежных;
3. потери тепла припрохождении полимерного раствора от печи до забоя скважины должны бытьминимальными.
Текущая нефтеотдача научастке ТПВ превысила утвержденную ГКЗ СССР (39%) и составляет 40,9% отначальных балансовых запасов и 104,3% от начальных извлекаемых запасов.Фактические результаты разработки залежи показывают, что принятый ГКЗ коэффициентнефтеотдачи 39%. (при заводнении) оказался явно завышенным. Накопленная добычанефти на участке ТПВ составила 511,2 тыс. т, что превышает расчетную на 19,7тыс. т. Эта нефть считается дополнительно добытой, т. к. она составляетприбавку к оценкам базового варианта припроектировании.
Наряду суже перечисленными преимуществами способа ТПВ следует подчеркнуть ограничениеобщего количества рабочего агента, поскольку создание необходимогогидродинамического и «теплового охвата» не требует таких больших количествзакачиваемого агента или теплоносителя, как в случае воздействия на пластгорячей водой. Общий объем рабочего агента для удовлетворительного воздействияв 1,5 раза меньше, чем при других технологиях. Кроме того, при ТПВ наблюдаетсяповышение приемистости нагнетательных скважин. Промышленная разработкаместорождений с карбонатными коллекторами показывает, что, как правило, прииспользовании воды или холодных полимерных растворов не достигаются хорошиепрофили приемистости нагнетательных скважин. Снятие профилей приемистости приТПВ на конкретных скважинах показало, что в них достигается прирост при­нимающихинтервалов на 20—30%от работающей толщины пласта в сравнении с заводнением ивоздействием ХПВ. Экспериментальными исследованиями и опытно-промышленнымиработами на залежах установлено, что оптимальный размер оторочек горячегополимерного раствора должен составлять 15—20% от общего перового объема пласта,затем следует переходить на закачку необработанной воды (холодной или горячей).Поэтому общие затраты на рабочие агенты при ТПВ оказались меньшими противпервоначально определенных расчетным путем.
Дальнейшееразвитие идея комбинированного теплового и полимерного воздействия получила вновой комплексной технологии с усиленным использованием теплового фактора — этотехнология циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия(ЦВПТВ), которая предусматривает чередование двухстадийных (двухэтапных) цикловзакачки теплоносителя (горячей воды, пара и др.) с последующим переходом назакачку холодного раствора полимера. В результате технология имеет рядпреимуществ по сравнению с одноцикловой технологией ТПВ:
1. повышаетсяприемистость нагнетательной скважины, поскольку раствор полимера поступает впредварительно про­гретую зону;
2. с использованиемповышенных температур и полимерных растворов расширяется круг объектовприменения технологии, и подключаются в активную разработку тонкиенизкопроиицаемыс пласты;
3. увеличиваетсякоэффициент охвата пласта рабочим агентом по сравнению с единовременнымсозданием оторочки раствора полимера заданного объема;
4. уменьшаетсярасход тепловой энергии на осуществление процесса по сравнению с непрерывнымнагнетанием рабочего агента.
Рекомендации:
1. В дальнейшемболее полно внедрять технологию термополимерного воздействия на Мишкинскомместорождении;
2. Внедрятьтехнологию термополимерного воздействия на других месторождениях Удмуртии стакими же геолого-физическими условиями как на Мишкинском месторождении;
Повозможности внедрять более совершенную технологию ЦВПТВ.

Графическая часть
/>/>
Открыто в 1966 году
-425 эксплуатационныхскважин
-129 нагнетательных
Залежь — нефтяная
Пласты В2+В3 верейскогогоризонта  московского яруса
Коллектор – карбонатный,поровый
Глубина залегания – 1170м
Эффективная нефтенас.толщ. – 5,9м
Пористость – 18,7 %
Проницаемость 95 мД
Извлекаемые запасы:
- Начальные 31,5млн.т
- Текущие 23,3млн.т
Плотность по стандарту АPI
Технологическая схема
— 459эксплуатационных скважин; — 143 нагнетательных скважин
/>
Участкииспользования различных методов воздействия на Мишкинском месторождении

ЛИТЕРАТУРА
1. Кудинов В. И.,Сучков Б. М. “Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов.” –Самара, 1996г.
2. В. И. Кудинов АО“Удмуртнефть”, Ю. В. Желтов, М. Ю. Ахапкин, Г. Е. Малофеев, В. Д. Епишин РМНТК“Нефтеотдача” – “Научное обоснование и промышленное внедрение модификацийполимерного воздействия на сложнопостроенных месторождениях Удмуртии.”
3. Технологическаясхема разработки Мишкинского месторождения нефти.
4. Богомольный Е. И.“Интенсификация добычи высоковязких нефтей из карбонатных коллекторовместорождений Удмуртии.” –Москва, Ижевск
5. Красулин В. С.“Справочник техника-геолога”–Москва, Недра-1974г.