Разработка залежей нефти Уршакского месторождения

1 Геолого-промысловые характеристика месторождения

1.1 История разработки месторождения

Разработка залежей нефти Уршакского месторождения осуществляется силами Ишимбайского ЦДНГ находящимся в городе Ишимбае, который является южным центром нефтедобывающей промышленности и нефтяного машиностроения.

Разведочные работы на нефть в этом районе были начаты еще в 1960 году, однако наиболее целенаправленно и в больших объемах они проводились в 1971-75 годах, когда были открыты залежи нефти. Работы велись силами Ишимбайского, Белебеевского, Бирского и Уфимского ( Туймазинского ) УБР.

В промышленную разработку Уршакское месторождение было введено в 1972 году на основе технологической технологической схемы, составленной в НГДУ «Ишимбайнефть» и утвержденной в ПО «Башнефть».

Проектные документы на разработку Уршакского нефтяного месторождения ( в проектах рассматривалась вся Уршакская группа месторождений ) составлялись в последний раз в 1995 году. В них предусматривалось выделение двух эксплуатационных объектов: нижнего ( включающего в себя карбонатные пласты бийского, старооскольского и мендымского горизонтов, песчано-алевролитовые пласты муллинского, пашийского, кыновского горизонтов верхнего и среднего девона ) и верхнего объекта ( содержащего залежи нефти в известняках верхнефаменского подъяруса, в турнейских отложениях, а так же в песчаниках бобриковского и тульского горизонтов среднего карбона ).

На каждый эксплуатационный объект технологической схемой ( 1978 года ) и проектом разработки ( 1985 года ) предусматривалось размещение добывающих скважин по треугольной сетке 500 х 500 м и принята площадная система заводнения. В качестве вытесняющего рабочего агента приняты и закачиваются на практике сточные воды.

1.2 Общая характеристика месторождения

Открыто в 1970 году, введено в разработку в 1971 году, расположено в юго-восточной части Благовещенской впадины. Приурочено к серии небольших поднятий на фоне антиклинали, ограниченным с северо-запада Уршакско-Тавтимановском грабеном. Ширина грабена до 0,8 км. Кроме основного тектонического разлома, связанного с грабеном, месторождение расчленено на отдельные блоки оперяющими разломами, осложняющими основной.

Нефтеносны отложения бийского, муллинского, пашийского, кыновского и мендымского горизонтов, фаменского яруса девона и турнейского яруса. Кроме того, выявлена небольшая по запасам залежь в среднем карбоне ( каширский горизонт ). Основные запасы приурочены к песчаникам пашийского и кыновского горизонтов ( более 60% НИЗ ).

Залежи бийского горизонта приурочены к кровельной части пачки известняков. Размеры двух залежей 7  1 км. Тип залежей литологический, с частичным тектоническим экранированием. ВНК минус 2197 м. Известняки плотные, их пористость не превышает 15%, при средней 11%. В то же время, в самой кровле пласта известняки сильно кавернозные и высокопористые. Мощность этой части невелика 1 - 2 м, но из них получены большие притоки нефти ( до 100 т/сутки ). Проницаемость же самой матрицы в среднем составляет всего 0,06 мкм2, причем большинство образцов непроницаемые.

Параметры нефти: плотность 891 кг/м3, вязкость 3,1 мПас, газонасыщенность 64 м3/т, давление насыщения 10,3 МПа. Начальное пластовое давление 24,9 МПа.

В муллинском горизонте ( ДII ) продуктивны крупнозернистые алевролиты и мелкозернистые песчаники кварцевого состава. Для них характерно полосовидное развитие. Полосы имеют различные размеры от 4 до 1 км. Залежи мелкие ( 0,4  0,3 км ) и только одна из них несколько больше 2,5  1,5 км. ВНК минус 2171 м. Залежи сложного типа. В их формировании участвуют литологический и тектонический факторы.

Пористость песчаников колеблется от 12% до 17%, проницаемость составляет 0,01 - 0,27 мкм2 ( в среднем 0,08 мкм2 ). Мощность песчаников