1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1. Общие сведения о месторождении
Южно-Киенгопское месторождение нефти расположено на территории Якшур-Бодьинского района Удмуртской Республики в 35км севернее г. Ижевска, 8 км южнее самого крупного месторождения республики Чутырско-Киенгопского (рис. 1). Ближайший населённый пункт – с. Якшур-Бодья.
Дорожная сеть в пределах месторождения представлена в основном грунтовыми дорогами и дорогами с твёрдым покрытием. В 10км западнее проходит асфальтированное шоссе М-7 федерального значения. Также западнее месторождения в 20км проходит железнодорожная ветка северного направления от г. Ижевска. Нефть с месторождения подаётся по нефтепроводу на Киенгопскую УПН.
Водоснабжение осуществляется от водовода Киенгоп - Южный Киенгоп, питающегося от водозабора на реке Лоза. Энергоснабжение подаётся от подстанции 220/110/35 Воткинск через подстанции 110/35/6 Сива и 110/35/6 Кыква.
Нерудные полезные ископаемые на территории района представлены кирпичными глинами, гравием и торфом.
В орогидрографическом отношении месторождение находится в бассейне правых притоков реки Иж. По характеру рельефа район представляет собой волнистую равнину, расчлененную густой сетью рек, ручьев и оврагов. Значительная часть месторождения покрыта смешанным лесом (ель, пихта, сосна, береза, липа, осина). Сельхозугодьями заняты, в основном, сводовая и присводовая части месторождения. Климат умеренно-континентальный. Среднегодовая температура плюс 1,5°С, средняя температура зимой минус 15°С, летом – плюс 17,5°С, толщина снежного покрова 0,6-0,8 м, промерзание грунта до 1-1,2 м. Среднегодовое количество осадков составляет около 500-600 мм.
Рис. 1. Схема расположения Южно-Киенгопского месторождения
1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения
Осадочный чехол, вскрытый глубокими скважинами на Южно-Киенгопском месторождении, представлен верхнепротерозойскими, палеозойскими (девонские, каменноугольные, пермские) и четвертичными отложениями. Вскрытые скважинами 341P и 342P – отложения рифейского возраста, залегают на глубинах 2400-2410 м.
Стратиграфический разрез представлен верхнепротерозойскими, палеозойскими (девонские, каменноугольные, пермские) и четвертичными осадочными образованиями. Породы кристаллического фундамента глубокими скважинами на Южно-Киенгопском месторождении не вскрыты. Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен на рис. 2. Южно-Киенгопское месторождение представлено отложениями нижнего, среднего и верхнего отделов каменноугольной системы. Нижнекаменноугольные отложения представлены породами турнейского, визейского и серпуховского ярусов, среднекаменноугольные – московского и башкирского ярусов. Всего на месторождении выделено 4 самостоятельных объекта разработки:
Нефтяная залежь турнейского яруса
Отложения турнейского яруса связаны с девонско-турнейскими рифовыми образованиями и сложены органогенными карбонатными породами. Нефтеносность приурочена к черепетскому горизонту, отложения которого облекают малевско-упинско-заволжский риф и сложены известняково-аргиллитовой пачкой, общая толщина которой варьирует от 14м до 27м.
Пласты-коллекторы представлены пористыми и кавернозными разностями известняков и доломитов, переслаивающихся с плотными породами. Общая толщина от 10,7м до 76,7м. Количество проницаемых прослоев изменяется в широких пределах: от 5 до 25 и больше, коэффициент песчанистости турнейской залежи – 0,54, расчлененности 9,0. Толщины турнейских отложений значительно уменьшаются от свода к крыльям поднятия, что свидетельствует о рифогенном происхождении (рис. 3).
Рис. 2. Литолого-стратиграфический разрез
В 2004 году ОАО «УНПП НИПИнефть» выполнило переинтерпретацию материалов ГИС по всем скважинам Южно-Киенгопского месторождения. Согласно данным переинтерпретации средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 18,7 м, при утвержденной 18,2 м. Количество непроницаемых пропластков колеблется от 3 до 12, их толщина составляет в среднем по скважине 17,6 м. ВНК принят утвержденным на абсолютной глубине -1337,0 м
По типу залежь относится к слоисто-массивной, с преобладанием массивного характера. Коллектор трещиновато-поровый и кавернозно-поровый.
Рис. 3 . Структурная карта по кровле отложений турнейского яруса.
Нефтяная залежь башкирско-серпуховских отложений
Включает нефтенасыщенные пласты карбонатных пород башкирского яруса (А4-1 - А4 6) среднего карбона и серпуховского яруса нижнего карбона.
Тип залежи – слоисто-массивный. Нефтеносными отложениями являются пористые и кавернозные разности известняков и доломитов, неравномерно переслаивающихся с плотными прослоями.
Эффективная толщина прослоев колеблется от 0,6 м до 7,0 м и более. Количество проницаемых прослоев от 7 до 25. Коэффициент расчлененности по серпуховскому ярусу составляет 5, по башкирскому – 12,5, коэффициент песчанистости соответственно 0,73 и 0,5. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина серпуховской залежи – 15,8 м, башкирской – 13,3 м.
Экранирующей покрышкой для данной залежи является пачка глин верейского горизонта и уплотненные карбонатные породы кровельной части башкирского яруса общей толщиной до 10 м. ВНК при пересчете запасов нефти для башкирско-серпуховской залежи принят на абс. отметке -1059,0 м.
Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности определены по материалам ГИС и составляют 0,17 и 0,92 для башкирских отложений и 0,13 и 0,9 в серпуховских отложениях. В башкирских отложениях пористость определялась и по керновым данным и составляет 0,17. При подсчете запасов нефти проницаемость принята на уровне 0,069 мкм2.
Таблица 1
Геолого-физическая характеристика продуктивных горизонтов
Параметры Объекты разработки
верейский башкирско-серпуховск. визейский Турнейский
Средняя глубина залегания, м 1175 1190 1435 1490
Тип залежи пластово-сводовый слоисто-массивный пластово-сводовый слоисто-массивный
Тип коллектора карбонатн. карбонатн. терриген. карбонатн.
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 5478 5171 4497 1582
Средняя общая толщина, м 6,0 60,2 33,2 36,3
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 2,9 27,8 11,6 18,7
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м 0,8 5,3
Коэффициент пористости, доли ед. 0,153 0,146 0,191 0,119
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед. 0,659 0,759 0,861 0,859
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. 0,72 0,92 0,867 0,86
Проницаемость, мкм2 0,086 0,110 0,693 0,142
Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,71 0,431 0,396 0,54
Расчленённость 1,5 15,6 6,1 9,0
Начальная пластовая температура, оС 26 30 35 35
Начальное пластовое давление, Мпа 12,4 13 15,5 15,9
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с 3,8 3,62 2,04 2,6
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,8365 0,8416 0,8113 0,8239
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,8582 0,8529 0,8529 0,8409
Абсолютная отметка ВНК, м -1043,2 -1059 -1276/-1343 -1337
Объёмный коэффициент нефти, доли ед. 1,016 1,045 1,075 1,073
Содержание серы в нефти, % 2,66 1,93 1,83 1,79
Содержание парафина в нефти, % 3,8 3,42 2,93 3,13
Давление насыщения нефти газом, МПа 8,0 8,81 10,87 14,7
Газовый фактор, м3/т 21,9 19,96 37,2 32,9
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа.с 1,543 1,43 1,394 1,274
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 1,172 1,17 1,179 1,176
Сжимаемость, 1/МПаx10-4
Нефти 8,76 6,05 8,43 8,43
Воды 4,605 4,507 4,439 4,43
Породы 9,0 4,5 5,0 2,6
Коэффициент вытеснения, доли ед. 0,617 0,614 0,709 0,684
1.3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
Литологию пород, слагающих продуктивные пласты изучали по шлифам в КО ВНИГНИ. Геологический профиль месторождения представлен на рисунке 6.
Верейский горизонт
Проницаемые пласты в среднем карбоне представлены известняками доломитизированными, шламово-микрозернистыми, полидетритовыми, порокристаллизованными. Органические остатки представлены обломками брахиопод, раковинками фораминифер, обломками водорослей. Детрит плохой сохранности. Фораминиферы гранулированы до сгустков. Цемент (25-30%) кальцитовый, разнозернистый, порового и регенерационного типов. Поры фрагментарные, реже межфрагментарные, различной формы, частично инкрустированы доломитом. Наиболее высокими коллекторскими свойствами обладают известняки детритово-фораминиферовые, фораминиферово-водорослевые и криноидно-фораминиферовые. Органические остатки в них представлены фораминиферами размером до 0,6 мм криноидеями, водорослями, обломками трахиопод, иглокожих. Цемент (5-20%) кальцитовый, мелкозернистый, порового типа, доломитизированный. Поры меж- и внутрифрагментарные размером до 0,2 мм.
Турнейский ярус
Продуктивная часть турнейского яруса представлена переслаиванием плотных и пористых известняков. Редко встречаются доломиты. Среди известняков выделяются две разности: сгустково-фораминиферовые и полидетритовые. Доломиты разнозернистые (0,08-0,6 мм) с примесью непрозрачного пелитоморфного вещества. Поры угловатые, заполнены черным органическим веществом, редко с примесью пирита. Известняки полидетритовые, сложены обломками раковин фораминифер, криноидей, остракод, водорослей, пелиципод. Поры изометричной формы, сообщающиеся.
Рис. 4. Геологический профиль Южно-Киенгопского месторождения
Серпуховский ярус
Серпуховские отложения сложены доломитами пористыми и кавернозными, трещиноватыми. Продуктивная часть серпуховских отложений керном не охарактеризована.
Визейский ярус
В терригенной части нижнего карбона продуктивные пласты сложены кварцевыми песчаниками и алевролитами. Алевролиты разнозернистые с незначительной примесью песчаной фракции (до 5%) с глинистым цементом, вероятно, гидрослюдистого состава и растительным шламом (цемент 15-20%). Зерна кварца (80-95%) угловато окатанные, клиновидной, неправильной, реже изометричной формы. Размер зерен кварца 0,05-0,18 мм., окатанность их слабая. Из аутигенных минералов широко развит пирит (5-10%), который присутствует в породе как в тонко-дисперсном состоянии, так и в виде многочисленных псевдоморфоз по растительным остаткам. Глауконит встречается в виде единичных мелких (до 0,05 мм) зерен.
Песчаники мелкозернистые, алевритовые, пористые. Преобладают зерна размером 0,1-0,32 мм (65-75%). Алевритовая фракция составляет 25-35 %. Зерна кварца угловато-окатанные, округлые, реже неправильной формы. Для алевритовой фракции характерны более угловатые, клиновидные формы. Цемент глинистый от 0 до 10-15% порового и базального типа, встречается и цемент уплотнения. Иногда количество цемента достигает 20-30%. Встречаются песчаники с карбонатным (доломитовым) цементом. Поры имеют размеры от 0,08 до 0,25 мм.
В таблице 2 приведены основные расчетные характеристики вытеснения нефти водой в условиях Южно-Киенгопского месторождения для принятых средних значений проницаемости (по керну) и вязкости продуктивных пластов объектов.
Таблица 2
Характеристики вытеснения нефти водой
Возраст продуктивных пластов объектов разработки Проницаемость,
мкм2 Вязкость нефти, мПа?с Содержание связанной воды*, д.ед. Начальная нефтенасыщенность**, д.ед. Коэффициент остаточной нефтенасыщенности, д.ед. Коэффициент
вытеснения нефти, д.ед. Относительная проницаемость, д.ед.
для воды при остаточной нефтенасыщенности для нефти при остаточной водонасыщенности
Верейский горизонт 0,086 3,80 0,296 0,704 0,278 0,606 0,0800 0,3510
Башкирско-серпуховский объект 0,061 3,62 0,261 0,739 0,297 0,597 0,1061 0,3630
Визейский объект 0,693 2,04 0,123 0,877 0,253 0,711 0,0448 0,4326
Турнейский объект 0,142 2,60 0,184 0,816 0,269 0,671 0,0930 0,3342
Примечание: * – Содержание связанной воды определялось по зависимости Ков=f(Кпр.г.);
** – Начальная нефтенасыщенность Кнн=1- Ков.
1.4. Свойства и состав нефти, газа и воды
Пластовая и поверхностная нефти классифицированы в соответствии с требованиями ГОСТ 51858-2002. Глубинные пробы пластовой нефти оценивались на представительность (на качество) методом сравнения трех параметров: по величине давления открытия пробоотборника, величине давления насыщения и величине пластового давления на момент отбора глубинных проб. Для изучения свойств нефти в поверхностных условиях использовалась нефть, полученная при отборе глубинных проб и отсепарированная после определения параметров пластовой нефти, а также пробы нефти, отобранные на устье эксплуатационных скважин.
Свойства нефти и газа в пластовых условиях
Верейские отложения
Нефть верейских отложений характеризуется как нефть с незначительной вязкостью: динамическая вязкость составляет в среднем 3,80 мПа•с; со средней плотностью 0,8365 г/см3, средней газонасыщенностью равной 21,93 м3/т, со средним давлением насыщения 8,00 МПа.
Баширско-серпуховский объект
Нефть башкирско-серпуховских отложений характеризуется как нефть с незначительной вязкостью: динамическая вязкость изменяется от 3,59 до 3,78 мПа•с, составляя в среднем 3,62 мПа•с; со средней плотностью 0,8416 г/см3, варьирующей в диапазоне от 0,8394 до 0,8422 г/см3; средней газонасыщенностью равной 19,96 м3/т, изменяющейся от 19,79 до 20,70 м3/т, со средним давлением насыщения 8,81 МПа, изменяющимся в диапазоне от 8,40 до 10,55 МПа.
Визейские отложения
Нефть визейских отложений характеризуется как нефть с незначительной вязкостью: динамическая вязкость изменяется от 2,00 до 2,08 мПа•с, составляя в среднем 2,04 мПа•с; со средней плотностью 0,8113 г/см3, варьирующей в диапазоне от 0,806 до 0,82 г/см3; средней газонасыщенностью равной 37,2 м3/т, изменяющейся от 32,1 до 42,4 м3/т, со средним давлением насыщения 10,87 МПа, изменяющимся в диапазоне от 10,43 до 11,30 МПа.
Турнейские отложения
Нефть турнейских отложений характеризуется как нефть с незначительной вязкостью: динамическая вязкость составляет в среднем 2,60 мПа•с; со средней плотностью 0,8239 г/см3, варьирующей в диапазоне от 0,8232 до 0,8245 г/см3; средней газонасыщенностью равной 32,89 м3/т, изменяющейся от 32,12 до 33,66 м3/т, со средним давлением насыщения 14,71 МПа.
Таблица 3
Свойства пластовой нефти верейских отложений Южно-Киенгопского месторождения
Наименование параметра Численные значения
диапазон значений принятые значения
1 2 3
Пластовое давление, Мпа 12,42 12,42
Пластовая температура, °С 25,5 25,5
Давление насыщения, Мпа 8,00 8,00
Газосодержание, м3 /т 21,93 21,93
Плотность в условиях пласта, кг/м3 836,5 836,5
Вязкость в условиях пласта, мПа с 3,80 3,80
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4 6,00-6,05 6,04
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C:
- при однократном (стандартном) разгазировании
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании 1,616 1,616
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С:
- при однократном (стандартном) разгазировании
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании 854,7-865,1 858,2
Свойства газа
Верейские отложения
Попутный газ верейской залежи (табличное приложение П 4.10) по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота 40,19 %), с относительным удельным весом газа по воздуху - 1,341, содержанием метана – 6,25 %, этана – 7,45 %, пропана – 26,19 %.
Башкирско-серпуховский объект
Попутный газ башкирско-серпуховской залежи (табличное приложение П 4.11) по своему составу является азотно-углеводородным (содержание азота 50,83 %), с относительным удельным весом газа по воздуху - 1,243, содержанием метана – 1,60 %, этана – 3,53 %, пропана – 18,25 %.
Визейские отложения
Попутный газ визейской залежи (табличное приложение П 4.12) по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота 37,31 %), с относительным удельным весом газа по воздуху - 1,292, содержанием метана – 1,69 %, этана – 6,32 %, пропана – 25,60 %.
Турнейские отложения
Попутный газ турнейской залежи (табличное приложение П 4.13) по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота 38,02 %), с относительным удельным весом газа по воздуху - 1,305, содержанием метана – 5,38 %, этана – 6,04 %, пропана – 23,82 %.
Свойства нефти в поверхностных условиях
Верейские отложения
Поверхностная нефть верейских отложений характеризуется как нефть средняя по плотности, изменяющейся в диапазоне от 0,8547 до 0,8651 г/см3, составляющей в среднем 0,8582 г/см3; смолистая: массовое содержание силикагелевых смол изменяется в диапазоне от 11,70 до 11,93 %, составляя в среднем 11,85 %; парафинистая: массовое содержание парафина варьирует в диапазоне от 3,06 до 5,15 %, составляя в среднем 3,80 %; высокосернистая: массовое содержание серы изменяется в пределах от 1,73 до 4,41 %, составляя в среднем 2,66 %.
Баширско-серпуховский объект
Поверхностная нефть башкирско-серпуховских отложений характеризуется как нефть средняя по плотности, изменяющейся в диапазоне от 0,8526 до 0,8541 г/см3, составляющей в среднем 0,8529 г/см3; смолистая: массовое содержание силикагелевых смол изменяется в диапазоне от 11,65 до 12,49 %, составляя в среднем 12,33 %; парафинистая: массовое содержание парафина варьирует в диапазоне от 2,94 до 3,53 %, составляя в среднем 3,42 %; высокосернистая: массовое содержание серы изменяется в пределах от 1,76 до 1,98 %, составляя в среднем 1,93 %.
Визейские отложения
Поверхностная нефть визейских отложений характеризуется как нефть средняя по плотности, изменяющейся в диапазоне от 0,8481 до 0,8608 г/см3, составляющей в среднем 0,8529 г/см3; смолистая: массовое содержание силикагелевых смол изменяется в диапазоне от 10,10 до 16,90 %, составляя в среднем 12,73 %; парафинистая: массовое содержание парафина варьирует в диапазоне от 1,70 до 3,90 %, составляя в среднем 2,93 %; высокосернистая: массовое содержание серы изменяется в пределах от 1,73 до 2,11 %, составляя в среднем 1,83 %.
Турнейские отложения
Поверхностная нефть турнейских отложений характеризуется как нефть легкая по плотности, изменяющейся в диапазоне от 0,8354 до 0,8487 г/см3, составляющей в среднем 0,8409 г/см3; смолистая: массовое содержание силикагелевых смол изменяется в диапазоне от 7,76 до 10,40 %, составляя в среднем 9,51 %; парафинистая: массовое содержание парафина варьирует в диапазоне от 2,96 до 3,37 %, составляя в среднем 3,13 %; сернистая: массовое содержание серы изменяется в пределах от 1,47 до 2,24 %, составляя в среднем 1,79 %.
Таблица 4
Свойства дегазированной нефти башкирско-московского яруса
Наименование параметра Кол-во исследованных Диапазон значений Среднее значение
скважин проб
Плотность при 200С, кг/м3 8 15 852,6-854,1 852,9
Вязкость, мПа.с,при 20ОС 8 15 6,72-6,74 6,73
Температура застывания, °С 8 15 -28,0-(-26,0) -26,4
Серы 8 15 1,76-1,98 1,93
смол силикагелевых 8 15 11,65-12,49 12,33
Асфальтенов 8 15 0,99-1,04 1,03
Парафинов 8 15 2,94-3,53 3,42
Температура плавления парафина, °С 8 15 51,67-56,60 56,6
Температура начала кипения, °С 8 15 61,5-65,5 62,3
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих ), %
до 100°С 8 15 4,77-5,13 5,1
до 150°С 8 15 16,09-16,56 16,5
до 200°С 8 15 27,52-28,58 27,7
до 300°С 8 15 50,90-51,12 50,9
Свойства пластовой воды
Воды исследованных гидростратиграфических подразделений являются высокоминерализованными рассолами хлоркальциевого типа (по Сулину) с промышленным содержанием йода и брома, плотностью 1,17 г/см3, с очень низким содержанием гидрокарбонатов и сульфатов. Общая минерализация минерализация составляет 272,5 г/л. Содержание Cl - 169144,2 мг/дм3; Na+ + K+ - 1355,1 мг/дм3 ; Сa++ - 16272,7 мг/дм3.
1.5. Запасы нефти и газа
Остаточные запасы нефти, числящиеся на балансе по состоянию на 01.01.2011 г., составляют 9822 тыс.т геологических и 1147 тыс.т извлекаемых категории А+В+С1.
Впервые запасы нефти по промышленным категориям верейского горизонта, башкирского, визейского и турнейского ярусов были утверждены в ГКЗ СССР в 1975 году. До 1978 г. месторождение находилось в опытно-промышленной эксплуатации и с 1978 года введено в промышленную эксплуатацию на основании «Комплексной технологической схемы», составленной институтом «Гипровостокнефть». После разбуривания месторождения в 1989 году выполнен «Пересчет запасов нефти Южно-Киенгопского месторождения» (протокол ЦКЗ Миннефтепрома № 39 от 3.07.1991 г.). В 1992 году, в рамках баланса запасов, уточнен коэффициент извлечения нефти (КИН) по турнейскому объекту, который составил 0,547. В рамках оперативного баланса за 1997 год, с учетом текущего состояния разработки турнейского объекта, КИН пересмотрен (увеличен до 0,59) (протокол № 183-98 ЦКЗ Министерства природных ресурсов РФ от 9.04.1998г.).
Запасы растворённого газа Южно-Киенгопского месторождения не учитывались в связи с высокими значениями содержания азота на момент подсчёта запасов в 1989 году.
В целом по месторождению выработанность запасов нефти составляет 89 %, текущий темп отбора от текущих извлекаемых запасов 9 %.
Объекты,
месторождение в целом Начальные запасы нефти, тыс.т. Текущие запасы нефти, тыс.т
утверждённые ЦКЗ
Миннефтепрома СССР на государственном балансе
геологические извлекаемые КИН С1/С2, дол.ед. геологические извлекаемые Квыт Кохв КИН С1/С2, дол.ед. Геологические извлекаемые Текущий КИН, дол.ед.
А+В+С1 А+В+С1 А+В+С1 А+В+С1 А+В+С1 А+В+С1
1 2 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
B-II 1 189 516 0,434 1 189 593 0,617 0,809 0,499 794 165 0,368
B-III 67 29 0,434 67 34 0,617 0,809 0,499
Башкирский 8 740 4 239 0,485 8 740 4 335 0,614 0,808 0,496 6 279 838 0,418
Серпуховский 2 055 997 0,485 2 055 1 020 0,614 0,808 0,496
Тульский 693 444 0,640 693 461 0,709 0,938 0,665 1 909 131 0,640
Бобриковский 4 616 2 954 0,640 4 616 3 069 0,709 0,938 0,665
Турнейский 2 121 1 018 0,480 2 121 1 279 0,684 0,895 0,603 856 14 0,596
Всего 19 481 10 197 19 481 10 791 9 838 1 148
Таблица 5
Сводная таблица состояния запасов
1.6 Осложняющие факторы геологического строения разреза на данном месторождении
В тектоническом отношении месторождение расположено в центральной части Верхнекамской впадины, представляющей глубокий прогиб по кристаллическому фундаменту, выполненный мощной толщей рифейских отложений. Южная часть Верхнекамской впадины по фаменско-турнейским отложениям осложнена внутриформационной Камско-Кинельской системой прогибов, которая предположительно образовалась в зонах сочленения крупных тектонических элементов, где унаследовано проявилась тектоническая активность. Башкирско-серпуховский и турнейский объект разработки характеризуются высокой расчлененностью.
Среди факторов, которые утяжеляют процесс разработки можно отметить низкую проницаемость по всем объектам разработки (табл. 1). Несмотря на то, что нефть Южно-Киенгопского месторождения является маловязкой, по ГОСТ 5185-2002 нефть относится к парафинистой, сернистой, что также является осложняющим фактором при разработке и эксплуатации месторождения.
На месторождении выделяют как терригенные, так и карбонатные коллектора, характеризующиеся значительной неоднородностью по физико-химическим свойствам. Диапазон изменения вязкости и проницаемости представлении в табл. 6.
Таблица 6
Диапазоны изменения параметров
Характеристика пород Возраст пород Диапазон изменения
Проницаемость, мкм2 Вязкость, мПа?с
Известняки С2 0,006–1,038 1,8–59,1
Песчаники, алевролиты С1v 0,010 1,770 1,1 77,3
Известняки С1t 0,011–1,234 2,0–89,0
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Текущее состояние разработки Южно-Киенгопского месторождения
Южно-Киенгопское месторождение введено в эксплуатацию в 1973 году.
До 1977 года месторождение разрабатывалось в соответствии с проектом пробной эксплуатации на базе оперативного подсчета запасов. В 1977 году составлена «Комплексная технологическая схема разработки», а в 1978 году – «Уточненная технологическая схема разработки», утвержденная ЦКР Миннефтепрома.
Утвержденный вариант технологической схемы предусматривал выделение четырех объектов разработки:
I объект – башкирский, сетка 500?400 м, приконтурное заводнение;
II объект – яснополянский, сетка 400?300 м, естественный режим;
III объект – турнейский, сетка 350?450 м, приконтурное заводнение;
IV объект – верейский, возвратный.
В 1990 году утвержден «Проект разработки Южно-Киенгопского месторождения». Утвержденный в проекте вариант разработки предусматривал следующие основные положения:
– ввод в разработку верейского объекта с 1991 года и совершенствование системы разработки визейского и башкирского объектов;
– использование проектных скважин для утилизации сточных вод в окско-серпуховский объект.
В 1996 году институтом «УдмуртНИПИнефть» составлено «Дополнение к проекту разработки Южно-Киенгопского месторождения с бурением опытных горизонтальных скважин на верейскую залежь».
В 2006 году Ижевским нефтяным научным центром составлено «Дополнение к проекту разработки Южно-Киенгопского месторождения», в соответствии с которым месторождение разрабатывается до настоящего времени. Утвержденный в дополнении к проекту вариант разработки предусматривает следующие основные положения.
1.1 Проектные уровни: добыча нефти – 139,5 тыс. т., добыча жидкости – 839,5 тыс. т., закачка воды – 619,9 тыс. м3.
1.2. Сохранение на месторождении четырех объектов разработки: верейского, башкирского, визейского и турнейского.
