1.5. Запасы нефти и газа визейской залежи

Мишкинское месторождение открыто в 1966 году. Запасы нефти и газа по месторождению [5] были подсчитаны трестом «Удмуртнефтеразведка» на основе информации полученной в результате бурения структурных и поисково-разведочных скважин. Запасы защищены и утверждены в ГКЗ СССР в 1970 г. [6] (протокол ГКЗ № 5992).

В результате разбуривания и разработки месторождения изменялись представления о геологическом строении Мишкинского месторождения, были уточнены некоторые подсчетные параметры. Дополнительная информация по эксплуатационным скважинам привела к изменению эффективных толщин,

коэффициентов пористости и нефтенасыщенности.

Пересчет запасов нефти Мишкинского месторождения [7] был выполнен

институтом «УдмуртНИПИнефть» в 1997, 2000, 2002, 2003 году, запасы

защищены и утверждены в ЦКЗ РФ. В настоящее время продолжаются работы по созданию постоянно-действующей геолого-гидродинамической модели месторождения, выполняется пересчет запасов нефти. Ниже приводится таблица 11 запасов визейской залежи, числящихся на балансе на 01.01.09.

Таблица 11

Таблица запасов нефти визейской залежи

Утвержденный и текущий коэффициент извлечения нефти

Горизонт, ярус, пласт	Категория запасов	Начальные балансовые запасы, тыс. т	Утвержденный ГКЗ РФ коэффициент извлечения нефти, д.ед	Начальные извлекаемые запасы, тыс.т	Проектный коэффициент охвата агентом вытеснения, д.ед	Коэффициент вытеснения водой, д.ед	Накопленная добыча нефти, тыс. т (на 01.01.2008 г.)	Текущий коэффициент извлечения нефти, д.ед	Остаточные запасы нефти на 01.01.2009г. тыс. т
									балансовые	извлекаемые
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Тл0+I+II+ БбI+II+III	B+C1	22446	0,424	9528	0,841	0,58	5788	0,258	16658	3441

1.6. Осложняющие факторы геологического строения разреза визейской залежи

Геолого-физическая специфика строения визейской залежи и свойства насыщающей ее нефти делают часть запасов трудноизвлекаемыми.

В туль­ском горизонте [2] продуктивными являются пласты С-II, C-III, C-IV (по старой индексации Тл-0, Тл-I, Тл-II) и С-V, С-VI, C-VII – (по старой индексации Бб-I, Бб-II, Бб-III) бобриковский горизонт, представлены песчаниками и алевролитами , которые местами переходят в сильно глинистые песчаники.

Северо - западная часть залежи отличается прерывистостью строения,

которая нарушает единую гидродинамическую систему. В этой части залежи в

пласты коллекторы нередко вклиниваются сильно уплотненные и практически

непроницаемые породы.

В целом по простиранию залежи геолого-физическое строение коллекторов, характеризуется в проявлении неоднородности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Сложности строения продуктивных пластов дополняются трудноизвлекаемыми свойствами насыщающих нефтей: повышенной вязкость, содержанием серы, парафино – смолисто – асфальтеновых компонентов. Все это обуславливает применение плотных сеток скважин.

К осложняющим факторам относятся также геолого – литологическая расчлененность коллекторов, многопластовость залежи, низкое газосодержание нефтей.

Проанализировав в целом имеющийся материал, можно сделать следующие выводы.

Визейский объект объединяет пласты (сверху вниз) Тл-0 +Тл-I+Тл-II тульского и Бб-I+Бб-II бобриковского горизонтов . Продуктивные пласты представлены переслаиванием аргиллитов, крупнозернистых алевролитов и мелкозернистых кварцевых песчаников.

Гидрогеологический район месторождения обладает нормальными гидрохимическим профилем и находится в благоприятных условиях сохранения залежей углеводородов.

Визейская залежь относится к сложнопостроенным, имеющим осложненные физико - геологические условия в продуктивных пластах. К осложняющим особенностям относятся: геолого - литологическая расчлененность коллекторов, многопластовость в продуктивных зонах, замещение продуктивных пластов плотными плохопроницаемыми породами, низкое газосодержание; нефть повышенной вязкости, высокосернистая, парафинистая, высокосмолистая.

Залежь нефти в визейских отложениях имеет подошвенную и

краевую воду и является частью гидродинамической системы. Весь

водонефтенасыщенный комплекс залежи представляет собой сложнопостроенную напорную систему с низким энергетическим

уровнем.

Применение в этих условиях традиционных способов и методов разработки не приведет к удовлетворительным результатам ни по уровням добычи нефти, ни по достигаемым коэффициентам нефтеизвлечения. По этому в процессе разработки залежи необходимо внедрять различные технические решения для интенсификации добычи нефти и для вовлечения в разработку не реагирующих на воздействие застойных зон.