Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов Карсовайского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Значение нефти и газа в народном хозяйстве страны возрастает с каждым годом. Это не только наиболее экономичные виды топлива, но и важнейшее сырье для получения многих ценных химических продуктов. Нефть и газ превратились в главные источники энергетической мощи человеческого общества и важнейший источник химического сырья. Обеспеченность государства нефтегазовым сырьем определяет уровень экономического развития страны в дальнейшем времени. На базе нефти и газа развивается химическая индустрия по производству новых материалов, совершенствуется технология производства во многих отраслях промышленности, развиваются средства наземного, морского и воздушного транспорта.

В ведении ОАО «Удмуртнефть» разрабатываются 27 месторождения. Карсовайское месторождение открыто в 1977 году поисково-разведочным бурением, введено в промышленную разработку в 2009 году. В период с 1998 по 2006 годы на месторождении осуществлялась пробная эксплуатация разведочных скважин. Разработка ведется РИТС «Север» ОАО «Удмуртнефть» (направление «Игра»), в соответствии с проектом разработки. В соответствии с «Технологической схемой разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики» в промышленной эксплуатации находятся два объекта разработки:

- Касимовско-мячковско-подоло-каширский объект

- Верейско-башкирский объект

Карсовайское месторождение является одним из самых сложных по геологическому строению месторождений Удмуртии. Месторождение состоит из трех поднятий: Карсовайского, Южно-Карсовайского и Хомяковского, осложненные более мелкими куполообразными поднятиями, которые могут контролировать самостоятельные залежи. Нефтегазоносность Карсовайского поднятия приурочена к карбонатным отложениям касимовского яруса верхнего карбона, мячковского, подольского горизонта, каширского горизонта, верейского горизонта, башкирского яруса. На Южно-Карсовайском поднятии промышленная нефтеносность установлена в верейских и башкирских отложениях среднего карбона. Залежи Карсовайского поднятия осложнены газовыми шапками. Наиболее крупными по запасам являются залежи нефти пластов верейского горизонта и башкирского яруса.

Месторождение на начальной стадии разработки, осуществляется плановое разбуривание залежи верейско-башкирского объекта.

В связи со снижением эффективности бурения новых скважин, низкими фильтрационно-емкостными свойствами башкирского объекта, неразвитой системой ППД и неподтверждением коллекторских свойств объектов при бурении, средние дебиты с начала 2012 года по пробуренным скважинам Карсовайского месторождения не достигли плановых показателей (при плане 14,8 тн/сут, средний дебит нефти составил 11,4 тн/сут).

Ввиду этого, в дипломном проекте будут представлены результаты обоснования необходимости изменения типа заканчивания новых скважин на башкирский объект Карсовайского месторождения с наклонно-направленных на горизонтальные стволы, с разобщением продуктивных интервалов при помощи набухающих пакеров для возможности проведения поинтервальных большеобъемных обработок призабойной зоны пласта.

Цель данной работы: повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов Карсовайского месторождения, с целью интенсификации текущей добычи нефти, и, в конечном счете, повышение коэффициента извлечения нефти.

1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Карсовайское месторождение находится на территории Балезинского и Кезского районов Удмуртской Республики, в 40 км восточнее г. Глазова и в 25 км северо-восточнее п. Балезино (рис.1). Непосредственно на площади месторождения расположены населенные пункты Демино, Мокино, Коршуново, Верх.-Люкино и др.

Ближайший нефтепровод расположен в 12 км южнее месторождения. Ближайшей железнодорожной станцией является ст. Балезино.

В орографическом отношении площадь работ находится в пределах Верхне-Камской возвышенности. Рассматриваемая территория представляет собой сильно-расчлененную возвышенность. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +194 м в долинах реки до +300 м на берегах и водоразделах.

Гидрографическая сеть района работ представлена реками Люк, Мундес, Нюлса и их притоками.

Район месторождения характеризуется высокой степенью заселенности. Лесами занято более 50% территории, среди деревьев основными являются ель и пихта.

В климатическом отношении район относится к зоне умеренно-континентального климата с коротким прохладным летом и продолжительной зимой. Период отрицательных температур начинается в конце октября и заканчивается в первой половине апреля. Среднемесячная температура января - минус 15С, а самого теплого месяца - июля составляет 18-19С. Среднегодовая температура составляет +2оС. Глубина промерзания грунта зимой на открытых и высоких местах достигает 1.0-1.2 м, а толщина снегового покрова в конце зимы составляет 60-80 см. Среднегодовое количество осадков равно 500-600 мм, причем большая часть их выпадает в осенне-зимний период.

Дорожная сеть в большинстве своем представлена дорогами с гравийной засыпкой или проселочными дорогами, которые в период осеннего и весеннего бездорожья, являются непроезжими для автотранспорта.

Основу энергетической системы района составляют действующие ЛЭП-35 кВт.

В районе работ развито сельское хозяйство, нефтедобывающая отрасль и лесное хозяйство, на предприятиях, которых и занята основная масса населения.

На территории месторождения и в непосредственной близости от него находятся месторождения строительных материалов, в основном карбонатных пород.

Рис.1 - Обзорная карта

1.2 Геолого-физическая характеристика Карсовайского месторождения

нефть добыча скважина

В тектоническом отношении Карсовайское месторождение расположено в Северной структурно-тектонической зоне Верхнекамской впадины, основной особенностью которой является отсутствие в разрезе отложений рифейского комплекса протерозоя. По данным геофизических исследований фундамент имеет блоковое строение, ступенчато погружаясь в юго-восточном направлении. Поверхность фундамента облекают породы вендской системы протерозоя. Близость поверхности фундамента к палеозойскому чехлу определила основную особенность тектонического строения Карсовайского участка: структуры имеют разнообразную форму - от вытянутых по простиранию складок до куполообразных поднятий.

Карсовайская структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, состоящую из двух поднятий: Карсовайского и Южно-Карсовайского, разделенные узким прогибом, которые в свою очередь осложнены рядом куполообразных поднятий разной величины и ориентировки.

В 2008 г. в пределах месторождения проведены сейсморазведочные работы 3D, которые уточнили структурный план Карсовайской площади. По отражающему горизонту ОГ-IIб (кровля башкирского яруса) Карсовайское поднятие представлено несколькими куполовидными поднятиями различной величины и ориентировки. Западный склон поднятия пологий, северо-восточный - крутой. По замыкающей изогипсе минус 1220 м размеры поднятия составляют 19,0Ч7,5 км, амплитуда 35 м. Размеры Южно-Карсовайского поднятия составляют 5,5Ч6,0 км, амплитуда 15 м. Поднятие осложнено несколькими куполами различной величины.

Глубокими поисково-разведочными скважинами вскрыты породы кристаллического фундамента, венда, девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичной системы. Кристаллический фундамент вскрыт скважиной 381 на глубине 2681 м. Вскрытая толщина фундамента составляет 122 м. Скважины 380 и 382 вскрыли отложения венда, остальные скважины закончены бурением в отложениях башкирского яруса среднего карбона.

Промышленная нефтегазоносность Карсовайского поднятия приурочена к карбонатным отложениям касимовского яруса верхнего карбона (пласт С3k), мячковского горизонта (пласт С2mc-II), подольского горизонта (пласты П2, П3), каширского горизонта (пласт К4), верейского горизонта (пласты В-0, В-II, В-IIIа, В-IIIб), башкирского яруса (пласты А4-0+1, А4-2, А4-3). Все залежи осложнены газовыми шапками. Содержание азота в газе составляет более 95 %.

На Южно-Карсовайском поднятии промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта (пласты В-II, В-IIIа, В-IIIб) и башкирского яруса (пласты А4-1, А4-2). Залежи азотного газа отсутствуют.

В соответствии с «Геологическим проектом на проведение поискового бурения на Хомяковской структуре Карсовайского участка». В начале 2011 года на Хомяковской структуре была заложена поисковая скважина 401Р с целью поисков залежей углеводородного сырья в отложениях среднего карбона. По результатам испытаний промышленно нефтеносными в разрезе скважины 401Р являются пласты B-II, B-IIIа верейского горизонта и пласты А4-0+1, А4-2 башкирского яруса.



Рис.2 -Тектоническое районирование района работ

Таблица 1

Характеристика параметров выявленных залежей нефти

Залежь	Район	Абс.отм	№ скв. по	Размеры залежи,	Высота	Тип залежи
пласта	скважин	ВНК, м	которой	длина	шири	залежи
			принят	км	на	м
			ВНК		км
1	2	3	4	5	6	7	8
Карсовайское поднятие
С3 к	1432	- 925,3	1432	1,5	1,1	7	пластовый сводовый
	1436	-925,3	1436	2,6	1,1	5
С2mс-II	1432	-986,3	1432	1,6	1,0	11	пластовый сводовый
	1438-1433	-984,2	1438	5,1	2,6	14
П2'+П2		-1060,2	1442, 1439	11,5	5,8	30	пласт. сводовый, лит.огранич.
П3	1441-1439	-1061,9	1441, 1439	3,0	2,3	8	пластовый сводовый
	1433-1438	-1054,6	1443	4,8	4,8	20
	1432	-1054,6	1443	1,7	1,2	10
	380	-1046,8	380	2,1	1,5	7
К4	1441-1439	-1158,8	1439	3,4	2,7	12	пласт. сводовый, лит.огранич.
	1433-1438	-1158,8	1439	7,5	6,5	24
B-0		-1181,5	1442	10,2	5,6-1,1	22	пласт. сводовый, лит.огранич.
В-II		-1202,6	1435	19,0	7,0	33	пласт. сводовый
В-IIIа		-1208,9	1435	18,8	7,0	34	пласт. сводовый
В-IIIб	1441	-1208,3	1439	3,0	2,5	11	пласт. сводовый
	1433-1438	-1208,3	1439	7,5	5,5	24	пласт. сводовый, лит.огранич.
А4-1		-1218,4	1439	16,5	6,7	28	пласт. сводовый, лит.огранич.
А4-2	1441	-1223,7	1439	3,3	2,5	12	пласт. сводовый
	1433-1438	-1223,7	1439,1442	12,2	6,3	29
А4-3	1432	-1215,6	1432	1,1	0,7	6	пласт. сводовый
	1436	-1211,0	1436	0,6	0,4	1,5	пласт. сводовый
Южно-Карсовайское поднятие
В-II		-1198,7	1434	5,0	4,0	9	пласт. сводовый
В-IIIа		-1205,3	1440	5,0	3,8	10	пласт. сводовый
В-IIIб		-1212,2	1440	4,5	2,5	12	пласт. сводовый, лит.огранич.
А4-1		-1220,7	1440	5,0	3,5	11	пласт. сводовый
А4-2		-1227,0	1440	5,1	3,9	12	пласт. сводовый
Хомяковское поднятие
В-II		1202,6	1435	5,7	1,6	4,3	пласт. сводовый
В-III		1208,9	1435	5,2	1,5	3,6	пласт. сводовый
А4-1		1222,5	401Р	4,8	1,4	6,2	пласт. сводовый
А4-2		1227	401Р	3,2	0,8	3,2	пласт. сводовый

Верейско-башкирский объект

Верейский горизонт

На Карсовайском поднятии промышленно нефтеносными являются пласты В-0, В-II, В-III, на Южно-Карсовайском - пласты В-II, В-III., на Хомяковском поднятии - пласты В-II, В-III.

Пласт В-0

Нефтяные и газовые залежи пласта В-0. Пласт В-0 состоит из одного-трех проницаемых пропластков, расчлененность - 1,6, коэффициент песчанистости - 0,86. Средняя толщина пласта 1,3 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 1,0 м, средняя газонасыщенная толщина - 1,1 м. В скв. 381, 382, 383, 385 коллектор пласта замещается плотными разностями пород. По данным ГИС средневзвешенная пористость нефтенасыщенной части пласта составляет 16 %, нефтенасыщенность 64 %.

Пласт В-II

Нефтяные и газовые залежи пласта В-II. Пласт В-II состоит из 1-3 проницаемых пропластков, расчлененность - 1,5, песчанистость - 0,94. Общая эффективная толщина изменяется в пределах 1,3-4,2 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2,5 м, средняя эффективная газонасыщенная толщина - 2,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость нефтенасыщенной части пласта составляет 16%, нефтенасыщенность - 61%.

Пласт В-IIIa

Нефтяные и газовые залежи пласта В-IIIа. На Карсовайском поднятии пласт В-IIIа состоит преимущественно из одного проницаемого пропластка. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в среднем составляет 1,0 м, средняя газонасыщенная толщина - 1,1 м. По данным ГИС средневзвешенная по нефтенасыщенной толщине пористость составляет 17 %, нефтенасыщенность 76 %. В подсчете запасов 2010 г. пласты B-IIIa и B-IIIб были объединены в один пласт B-III.

Пласт В-IIIб

Нефтяные и газовые залежи пласта В-IIIб. Пласт В-IIIб состоит из одного-трех, редко четырех пропластков, расчлененность 1,9, коэффициент песчанистости - 0,71. Толщина пласта изменяется от 0,5 до 5,9 м, общая эффективная толщина в пределах 0,5-3,8 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1,6 м, средняя газонасыщенная толщина - 1,8 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость нефтенасыщенной части пласта составляет 16%, нефтенасыщенность 71 %.

Башкирский ярус

На Карсовайском поднятии промышленная нефтеносность башкирских отложений установлена в пластах: А4-1, А4-2, и А4-3.

Верхний пласт А4-0 не выдержан по площади, имеет ограниченное распространение и небольшие толщины, характеризуется линзовидным строением и поэтому рассматривается совместно с пластом А4-1.

Пласт А4-0+1

Нефтяные и газовые залежи пласта А4-0+1. Пласт состоит от одного-шести, редко семи пропластков, расчлененность составляет 3,6, коэффициент песчанистости - 0,51. Общая эффективная толщина в пределах 0,5-5,2 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2,7 м, средняя газонасыщенная толщина - 1,1 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость нефтенасыщенной части пласта на Карсовайском поднятии составляет 15 %, нефтенасыщенность 74 %.

Пласт А4-2

Нефтяные и газовые залежи пласта А4-2. На Карсовайском поднятии пласт А4-2 состоит из одного-четырех, редко пяти-шести проницаемых пропластков, расчлененность составляет 3,3, песчанистость - 0,60. Общая эффективная толщина пласта в пределах 1,1-6,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная составляет 3,7 м, средняя газонасыщенная толщина - 3,3 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость нефтенасыщенной части пласта составляет 16%, нефтенасыщенность 71 %.

Пласт А4-3

Нефтяные и газовые залежи пласта А4-3. На Карсовайском поднятии пласт А4-3 состоит из 1-3 пропластков, расчлененность - 1,8, коэффициент песчанистости - 0,81. Общая эффективная толщина составляет 0,5-3,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1,5 м, средняя газонасыщенная толщина - 3,6м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта в нефтенасыщенной части составляет 11%, нефтенасыщенность 63%.

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов Карсовайского месторождения

Характеристика коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин

По комплексу ГИС нефтегазоносность Карсовайского поднятия приурочена к карбонатным отложениям: касимовского яруса (пласт С3k), мячковского горизонта (пласт С2mс-II), подольского горизонта (пласты П2'+П2, П3), каширского горизонта (пласт К4), верейского горизонта (пласты В-0, В-II, В-IIIа, В-IIIб), башкирского яруса (пласты А4-0+1, А4-2, А4-3).

Основным в данных отложениях принимается межзерновой тип пористости, предполагается незначительное влияние каверновой и трещинной пористости, что подтверждается описанием керна по продуктивным отложениям.

1. Выделение коллекторов в скважинах, пробуренных на пресных глинистых растворах, проводилось по прямым качественным признакам проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты:

- по наличию положительных приращений на диаграммах МКЗ;

- по сужению диаметра скважины относительно номинала по кавернометрии.

Кроме того, при выделении коллекторов учитывалось, что пласты-коллекторы обладают такими геофизическими характеристиками как:

отрицательные аномалии ПС;

минимальные значения на кривой ГК;

средние значения на кривой НГК;

повышенные показания на кривой Т по АК и пониженные на кривой объемной плотности по ГГК-п.

2. В скважинах, пробуренных на МКБПР (минеральный крахмал-биополимерный раствор) с удельным электрическим сопротивлением от 0,05 до 0,2 Омм.

исключаются глинистые пропластки (повышенные показания ГК, положительные аномалии ПС, увеличение диаметра скважины), используется граничное значение двойного разностного параметра по ГК - при Iг< Iггр, выделяются коллектора по граничным значениям пористости - при Кп?Кпгр.

Так же при выделении коллекторов учитывается: наличие радиального градиента сопротивлений на диаграммах однотипных зондов с разным радиусом исследований ВИКИЗ или показаний комплекса разнотипных разноглубинных зондов комплекса БМК-БК-ИК, наличие сигнала ИСФ (индекс свободного флюида) на диаграммах ЯМК.

Для более уверенного выделения маломощных продуктивных коллекторов применялся метод «нормированных» кривых НГК и БК.

Хотелось бы отметить, что применение МКЗ на проводящих растворах вполне результативно. Положительный пример можно наблюдать в скважине 5, где против коллекторов на кривых МКЗ наблюдается положительное приращение.

Выделение коллекторов в отложениях касимовского, мячковского, подольского и каширского (исключая пласт К4) горизонтов затруднено, что связанно с особенностями литолого-фациальной характеристики разреза.

Данные отложения представлены в основном карбонатными породами с широко развитой вторичной, а иногда и первичной доломитизацией и сульфатизацией пород. Минеральный состав пород представлен в основном кальцитом и доломитом с небольшими составляющими халцедона, ангидрита, гипса, мельниковита, пирита (приуроченного в основном к внешним краям ангидритовых трещин) и гидроокислов железа.

Согласно, подробному микро-описанию шлифов, проведенному в скважине 2, содержание ангидрита в отложениях касимовского яруса доходит до 18%, в мячковском горизонте - до 40%, в подольском горизонте - до 28%, в каширском - до 25% .

Структура пород в основном тонкозернистая (встречается пелитоморфно-микрозернистая), текстура весьма разнообразна. Поры фрагментарные, неправильной формы, изолированные, редко сообщающиеся, полые. Цемент в основном кальцитовый, пелитоморфный, порового типа. Реже встречается базальный тип цемента, состоящий из пелитоморфного кальцита и темно-серого ангидрита.

Во всех отложениях присутствуют вторичные изменения - каверны и трещины, залеченные ангидритом.

Наличие в породе различных примесей так же влияет на коллекторские свойства. К примеру, содержание в породе гипса завышает результаты оценки объемной пористости, ангидрита - занижает.

Таким образом, породы касимовского, мячковского, подольского и каширского (исключая пласт К4) горизонтов имеют сложную структуру емкостного пространства и неоднородный минеральный состав.

Проведенный в скважинах месторождения комплекс ГИС ограничен по своим возможностям.

Использование ЯМК позволило выделить коллекторы в скважинах, где не было записано МКЗ. Сопоставление сигнала ЯМК и коэффициента пористости позволило разделить породы в разрезах скважин на несколько групп:

1 - коллекторы, характеризующиеся большой амплитудой ИСФ;

2 - неколлекторы с фоновыми значениями амплитуд ЯМК;

3 - ухудшенные коллекторы с небольшим сигналом ИСФ;

4 - коллекторы со средней по величине амплитудой сигнала ЯМК и повышенными показаниями ГК;

5 - неколлекторы с повышенными значениями по величине сигнала ЯМК и пониженными показаниями ГК.

Карбонатные породы характеризуются, как правило, низкой радиоактивностью. Однако, в карбонатных породах, приуроченных к зонам вторичной доломитизации (зонам унаследованной трещиноватости) содержание радиоактивного элемента повышено. В касимовско-мячковских отложениях такие породы встречаются (частично породы 4 группы) и при отсутствии ЯМК в комплексе методов ГИС не попадают в разряд коллекторов. Высокими значениями на кривых ЯМК выделяются пористые коллекторы, неколлекторы так же могут иметь высокую пористость, сопоставимую с хорошими коллекторами (породы 5 группы). Эта особенность пород разреза свойственна всем продуктивным горизонтам. Однако, в башкирских и верейских пластах высокая общая пористость неколлекторов обусловлена наличием глинистого материала, в то время как в касимовских, мячковских и подольских отложениях высокую пористость имеют чистые неглинистые породы. В этих отложениях встречаются отдельные прослои, которые имеют высокую общую пористость и низкую проницаемость. При недостаточном комплексе ГИС такие породы можно ошибочно отнести к водоносным коллекторам.

Анализ скважин, пробуренных на пресном растворе, показывает, что в ряде скважин на кривых МКЗ наблюдается отсутствие, смещение или отрицательное приращение микропотенциал зонда над микроградиент зондом, при этом сужение диаметра скважины относительно номинала по кавернометрии может не наблюдаться. Кроме того, такие пропластки характеризуются низким сопротивлением с повышенными показаниями на кривой Т по АК, низкими значениями ГК, на НГК наблюдается повышенное водородосодержание, на кривой объемной плотности по ГГК-п наблюдается значительное снижение (близкое к показаниям в размытой каверне напротив верейских глин), на ЯМК отмечаются повышенной амплитудой сигнала (рис.5), что говорит о наличии в породе связанной воды, но не о признаке коллектора. Такие породы в продуктивной части разреза выделяются без труда на фоне нефтегазонасыщенных пластов, поскольку имеют низкое удельное электрическое сопротивление. В водоносной части разреза их выделение сопряжено с трудностями.

Опробование данного типа пород было проведено в скв.1442 (пласт П2'), в результате испытания приток не получен. Наличие высокопористых не глинистых неколлекторов в верхней части продуктивного разреза создавало трудности в выделении коллекторов в водонасыщенной части разреза. При подсчете запасов эти трудности не имеют особого значения, поскольку возникают только в водонасыщенной зоне пласта.

Выделенные толщины пластов-коллекторов в продуктивной части касимовских отложений изменяются от 0,4 м до 3,0 м, в мячковских - от 0,4 м до 6,0 м, в подольских - от 0,4 м до 5,0 м, в каширском - от 0,4 м до 2,0 м, верейских - от 0,4 м до 2,8 м , башкирских - от 0,3 м до 2,5 м. Коллекторы с выделенной мощностью 0,3 м встречаются в карбонатных пластах, представленных переслаиванием плотных глинистых и пористых разностей.

В наклонно-направленных скважинах возможно искажение границ коллекторов, установленных по глинистой корке, поэтому положение подошвы и кровли уточнялись по данным РК, ЭМ, ЯМК.

Литологическая характеристика пластов

Керн для исследований отбирался как при поисково-разведочном, так и при эксплуатационном бурении.

Карсовайское поднятие

Верейский горизонт

Пласт B-0 сложен известняками детритово-фораминиферовыми и детритовыми. Цементирующим материалом является кальцит от микрозернистого до перекристаллизованного крупнозернистого. Поровое пространство образовано, в основном, порами катагенетического выщелачивания, как цемента, так и фрагментных остатков органики.

Пласт B-I сложен известняками фораминиферовыми, детритово-фораминиферовыми, водорослево-фораминиферовыми и известняково-раковинными песчаниками. Цементирующий материал представлен разнозернистым кальцитом и составляет от 2 до 14 %. Поровое пространство образовано межфрагментными и внутрифрагментными порами выщелачивания. Форма пор неправильная, размер колеблется от 0,02 до 0,6 мм.

Пласт B-II сложен известняками фораминиферовыми, детритово-фораминиферовыми, водорослево-фораминиферовыми и известняково-раковинными песчаниками. Цементирующий материал представлен разнозернистым кальцитом и составляет от 2 до 14 %. Поровое пространство образовано межфрагментными и внутрифрагментными порами выщелачивания. Форма пор неправильная, размер колеблется от 0,02 до 0,6 мм.

Пласт B-IIIа сложен известняками органогенно-детритовыми, детритово-фораминиферовыми, водорослево-фораминиферовыми, а также известняково-раковинными песчаниками. Цементирующий материал представлен разнозернистым перекристаллизованным кальцитом. Поровое пространство образовано межфрагментными и вторичными порами выщелачивания. Форма пор неправильная, размер колеблется от 0,012 до 0,56 мм.

Пласт B-IIIб по составу и структурно-текстурным особенностям аналогичен пласту B-IIIа.

Башкирский ярус

Продуктивные пласты башкирского яруса сложены известняками биоморфными, реже органогенно-детритовыми и известняковыми раковинными песчаниками.

Главными компонентами биоморфных известняков являются известковые водоросли и фораминиферы. Цемент (до 10%) представлен разнозернистым кальцитом. Тип цемента поровый регенерационный. Полостное пространство образовано межфрагментными, реже внутрифрагментными порами диагенетического выщелачивания. Форма пор неправильная. Размер пор 0,01-0,5 мм.

Органогенно-детритовые известняки на 65-85% сложены разнообразными по величине скелетными остатками морских беспозвоночных животных, постоянно присутствуют известковые водоросли. Цемент представлен разнозернистым кальцитом, общее содержание не превышает 15%. Полостное пространство образовано межфрагментными порами, неправильной формы, размером 0,01-0,5 мм.

Известняковые раковинные песчаники слагаются окатанными обломками морских беспозвоночных животных, в основном фораминифер. Цемент составляет до 10% и представлен разнозернистым кальцитом. Тип цемента поровый, крустификационный, емкостное пространство - поры катагенетического выщелачивания различной формы. Размер пор 0,08-1,0 мм.

Таблица 2

Стандартные исследования керна из скважин Карсовайского месторождения

Пласт (н/н часть)	Пористость (Кп), д.ед.	Проницаемость (Кпр), мкм2	Водоудерживающая способность (Квс), д.ед.	Количество скважин по видам анализов
	эффективная толщина (h эф)	Количество анализов, шт.	Значение	эффективная толщина (h эф)	Количество анализов, шт.	Значение	эффективная толщина (h эф)	Количество анализов, шт.	Значение	Кп	Кпр	Квс
			минимальное	максимальное	среднее			минимальное	максимальное	среднее			минимальное	максимальное	среднее
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
Карсовайское поднятие
С3k	1,9	13	0,123	0,234	0,178	2,3	13	0,008	5,228	0,110	-	-	-	-	-	2	2	-
П2/	2,7	10	0,115	0,188	0,153	2,7	8	0,0004	0,102	0,032	-	-	-	-	-	2	2	-
П2	8,3	31	0,126	0,195	0,153	8,3	26	0,0015	0,168	0,027	8,3	8	0,126	0,692	0,247	6	5	1
П3	11,0	72	0,128	0,329	0,197	11,0	60	0,0004	0,120	0,029	11,0	23	0,055	0,473	0,180	5	5	1
К4	1,6	5	0,132	0,145	0,137	1,6	5	0,001	0,014	0,005	1,6	-	-	-	-	1	1	-
В-II	13,2	66	0,085	0,251	0,168	13,2	60	0,0006	2,363	0,074	13,2	-	-	-	-	7	7	-
В-IIIа	2,9	28	0,112	0,228	0,147	2,9	22	0,0007	1,485	0,124	2,9	-	-	-	-	4	4	-
В-IIIб	3,0	12	0,120	0,183	0,144	3,0	8	0,001	0,714	0,214	3,0	2	0,238	0,252	0,245	2	2	1
А4-0	1,9	11	0,076	0,182	0,137	1,9	9	0,0001	0,232	0,058	1,9	1	-	-	-	3	3	-
А4-1	7,9	37	0,086	0,239	0,146	7,9	23	0,001	1,288	0,068	7,9	4	0,458	0,567	0,482	7	5	1
А4-2	14,0	91	0,066	0,284	0,142	14,0	65	0,0006	0,224	0,023	14,0	5	0,258	0,443	0,367	7	7	1

Коллекторские свойства пластов

Лабораторные исследования образцов керна производились по общепринятым методикам в соответствии с действующими ГОСТами, ОСТами и инструкциями по оценке различных физических характеристик коллекторов и пластовых жидкостей, прилагающимися к приборам и аппаратам.

Средние значения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности рассчитаны как средневзвешенные по толщине прослоев, охарактеризованных керном, приведены в табл.2..

Смачиваемость поверхности каналов фильтрации горных пород

Смачиваемость поверхности каналов фильтрации горных пород характеризуется индексом Амотта-Гервея. Результаты лабораторных исследований на образцах горных пород приведены в табл.3.

В отложениях верейского горизонта в 12 исследованных образцах индексы Амотта-Гервея варьируют в пределах от 0,080 до 0,314, что соответствует углам смачивания поверхности каналов фильтрации 71,7 - 85,4. Это характерно для образцов с промежуточной смачиваемостью поверхности каналов фильтрации.

Из башкирских отложениях было исследовано 12 образцов, в 5 из них индексы Амотта-Гервея изменяются от 0,002 до 0,280, им соответствуют углы смачивания 73,8 - 88,4. Это характерно для пород с промежуточной смачиваемостью поверхности каналов фильтрации, 7 образцов из 12 проявили себя как преимущественно гидрофильные: индексы Амотта-Гервея варьируют в диапазоне от 0,360 до 0,602, им соответствуют углы смачивания от 53,0 до 68,9.

Таблица 3

Характеристики смачиваемости поверхности каналов фильтрации пород

Месторождение	Возраст	Пласт	Количество определений	Диапазон изменения значения
				индекс Амотта-Гервея	краевой угол смачивания
Карсовайское	C3k	C3k	6	0,185 … 0,294	72,9 … 79,3
		C3k	7	0,370 … 0,749	41,5 … 68,3
	C2mc^	C2mc^I	1	0,248	75,7
		C2mc^I	10	0,419 … 0,993	6,6 … 65,2
	C2pd	П2, П3	11	0,106 … 0,035	88,0 … 96,1
		П3	1	0,809	36,0
	C2ks	К1	6	0,158 … 0,299	72,6 … 80,9
		К1	6	0,436 … 0,671	47,9 … 64,2
	С2vr	B-II, B-IIIa	12	0,080 … 0,314	71,7 … 85,4
	C2b	A4-0, А4-1, А4-2,	5	0,002 … 0,280	73,8 … 88,4
		А4-1, А4-2	7	0,360 … 0,602	53,0 … 68,9

1.4 Физико-химические свойства и состав нефти, газа, воды

Свойства нефти в пластовых условиях

На Карсовайском поднятии охарактеризованы по результатам исследования 6 качественных проб, отобранным в скважинах 1439, 1442 (пласт В-II) и по 12 качественным пробам в скважинах 133, 134, 1439, 1442, 1443 (пласт В-III), имеют в среднем соответственно плотность в пластовых условиях - 0,8673; 0,8720 г/см3, динамическую вязкость - 17,29; 19,19 мПа·с, объемный коэффициент - 1,047; 1,049, газосодержание - 20,0; 20,41 м3/т, давление насыщения - 6,48; 6,99 МПа;

Таблица 4

Геолого-физическая характеристика объектов разработки

Параметры	Эксплуатационный объект (подсчетный объект)
	Касимовско-мячковско-подоло-каширский объект	Каширский	Подольский	Мячковский	Касимовский	Верейско-башкирский объект	Карсовайское поднятие	Южно-Карсовайское поднятие
							Башкирский	Верейский	Башкирский	Верейский
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Средняя глубина залегания кровли (абс. отм.), м	1290	1410	1310	1250	1190	1440	1470	1450	1430	1410
Тип залежи	пластовый-сводовый	пластовый-сводовый	пластовый-сводовый	пластовый-сводовый	пластовый-сводовый	пластовый-сводовый	пластовый-сводовый	пластовый-сводовый	пластовый-сводовый	пластовый-сводовый
Тип коллектора	карбонатный	карбонатный	карбонатный	карбонатный	карбонатный	карбонатный	карбонатный	карбонатный	карбонатный	карбонатный
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	18019	3518	14246	2148	1262	56426	34528	33994	7629	7480
Средняя общая толщина, м	193.9	2.8	9.7	12.8	9.7	50.9	15.4	8.1	8.8	5
Средняя газонасыщенная толщина, м		2.2	5.5	2.9	3.6		8	6	-	-
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	4,0	1,2	5,2	3,7	3,2	7,2	7,9	6,1	3,5	4,7
Коэффициент пористости, доли ед.	0,17	0,14	0,17	0,17	0,17	0,15	0,16	0,16	0,13	0,14
Средняя начальная нефтенасыщенность нефтью, доли ед.	0,64	0,68	0,65	0,59	0,56	0,69	0,72	0,67	0,64	0,62
Проницаемость, 10-3 мкм2	26	5	26	22	56	127	84	217	37	9
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,67	0,8	0,66	0,64	0,66	0,34	0,42	0,27	0,37	0,15
Расчлененность	7,74	1,90	4,26	4,21	3,73	13,16	8,44	5,56	8,00	4,00
Начальная пластовая температура, оС	24,5	30,0	24,0	25,0	25,0	26,8	26,7	26,9	27,0	26,0
Начальное пластовое давление, Мпа	12,2	14,0	12,2	11,5	11,5	13,93	14,0	14,0	13,7	14,0
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с	15,95	21,57	15,36	17,17	17,17	16,99	16,97	18,24	10,56	14,10
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,864	0,880	0,863		0,868	0,870	0,870	0,871	0,864	0,858
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,883	0,899	0,882		0,8798	0,886	0,889	0,884	0,888	0,873
Абсолютная отметка ГНК, м		-1150.4-1155.1	-1038.0-1055.6	-977.9	-921.6-922.6		-1192.5-1212.6	-1160.8-1192.0	-	-
Абсолютная отметка ВНК, м		-1158.8	-1046.8-1061.9	-984.2-986.3	-925.3		-1215.6-1223.7	-1181.5-1208.9	-1220.7-1227.0	-1198.7-1212.2
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,055	1,060	1,055	1,055	1,054	1,051	1,053	1,048	1,053	1,050
Содержание серы в нефти, %	3,05		3,13	3,13	2,88	1,78	1,55	1,46	2,33	1,77
Содержание парафина в нефти, %	3,55	3	3,68		3,97	3,99	3,27	3,92	3,76	4,99
Давление насыщения нефти газом, Мпа	6,6	5,2	6,82		5,47	7,26	7,81	6,74	5,35	7,63
Газосодержание нефти, м3/т	24,06	24,89	24,13		22,65	21,20	21,72	20,2	20,02	24,96
Вязкость воды в пластовых условиях, т/м3	1,25	1,25	1,25	1,25	1,25	1,25	1,25	1,25	1,25	1,25
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,168	1,168	1,168	1,168	1,168	1,17	1,168	1,168	1,168	1,168
Коэффициенты сжимаемости, 10-5 1/Мпа
Нефти
Воды	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4
Породы	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,481	0,479	0,479	0,470	0,534	0,575	0,564	0,588	0,554	0,503

1.1 Нефти башкирских отложений по пластам (в целом по А4-1, А4-2, А4-3) среднего карбона на Карсовайском поднятии изучены по 41 пробе, отобранным в скважинах 1, 6, 10, 1432, 1436, 1438, 1441, 1443, имеют в среднем плотность в пластовых условиях - 0,8712 г/см3, динамическую вязкость - 16,97 мПа·с, объемный коэффициент - 1,053, газосодержание - 21,72 м3/т, давление насыщения - 7,81 МПа.

Нефти башкирских отложений по пластам (А 4-3) среднего карбона на Карсовайском поднятии изучены по 6 пробам, отобранным в скважин 1432, 1436, в среднем имеют плотность в пластовых условиях - 0,8672 г/см3, динамическую вязкость - 16,36 мПа·с, объемный коэффициент - 1,051, газосодержание - 22,95 м3/т, давление насыщения - 6.52 МПа.

Нефти подольских, верейских и башкирских отложений - повышенной вязкости (>15 и < 30 мПаЧс).

Свойства нефти в поверхностных условиях

Нефти касимовских отложений верхнего карбона охарактеризованы по 2 пробам, отобранным в процессе бурения и испытании в эксплуатационной колонне в скв. 1432, в среднем имеют плотность в стандартных условиях - 0,8798 г/см3, вязкость при t = 20°С - 25,52 мм2/с. Содержание асфальтенов - 4,34 %, парафина - 3,97 %, серы - 2,88 %, смол силикагелевых - 21,12 %.

Нефти верейских отложений среднего карбона по пластам В-II и В-III на Карсовайском поднятии изучены по результатам 5 проб ( пласт В-II), отобранным в скв. 1432, 1437, 1439 и по 12 пробам ( пласт В-III), отобранным в скважин 133, 134, 1439, 1442, 1443, имеют в среднем соответственно по пластам В-II и В-III - плотность в стандартных условиях - 0,8826; 0,8845 г/см3, вязкость при t = 20°С - 33,43; 40,92 мм2/с. Содержание асфальтенов - 5,35; 5,93 %, парафина - 4,02; 3,81 %, серы - 1,23; 1,76 %, смол силикагелевых - 20,05; 19,99 %;

Нефти башкирских отложений среднего карбона по пластам А 4-1, А 4-2, и по пласту А 4-3 на Карсовайском поднятии изучались по 1 пробе, отобранной в скважине 1432 ( пласт А4-1), по 10 пробам из скважин 1432, 1438, 1441, 1443 ( пласт А 4-2) и по 4 пробам из скважин 1432, 1436 (пласт А 4-3) и соответственно имеют плотность в стандартных условиях - 0,8951; 0,8861; 0,8848 г/см3, вязкость при t = 20°С - 51,98; 36,96; 31,04 мм2/с. Содержание асфальтенов - 4,22; 7,92; 6,82 %, парафина - 3,15; 3,47; 3,19 %, серы - 2,11; 1,11; 1,72 %, смол силикагелевых - 22,57; 21,15; 17,61 %;

По принятым классификациям нефти Карсовайского месторождения относятся к сернистым и высокосернистым (от 1,37 и > 2 % масс), парафиновым (< 6 % масс), высокосмолистым (> 15 % масс); средним по плотности в стандартных условиях (< 0,9 г/см3). Содержание легких фракций при t - 300°C составляет 36 - 47 %.

Свободный газ

Изучение компонентного состава свободного газа производилось по 2 пробам, полученным в скважине 1433 в процессе бурения из верейских (пласт В-III) и башкирских (пласты А4-0+1-А4-2) отложений.

Состав свободного газа Карсовайского месторождения - азотный. Содержание азота достигает 95,44 - 95,26 %. Средние значения компонентов свободного газа Карсовайского месторождения приведены в табл.5.

Таблица 5

Компонентный состав свободного газа

Наименование	Единицы измерения	верейский	башкирский
		В-III	А 4-1, А 4-2
		скв.1433	скв. 1433
Количество проб / скв.	шт.	1/1	1/1
Плотность газа по воздуху		0.9872	0.9698
Cодержание:	% мол.
метана		0.99	2.58
этана		не опр.	не опр.
пропана		2.44	1.51
бутана		0.56	0.33
изобутана		0.46	0.19
пентана		не опр.	не опр.
изопентана		не опр.	не опр.
гексана		не опр.	не опр.
гелия		0.0183	0.0482
азота		95.44	95.26
углекислого газа		не опр.	не опр.
водорода		0.1006	0.0776
сероводорода		не опр.	не опр.

Растворенный в нефти газ

Изучение компонентного состава газа, растворенного в нефти, производилось при однократном разгазировании пластовых проб нефти в стандартных условиях, полученных из касимовских (пласт С3к), подольских (пласты П2, П3), каширских (пласт К4), верейских (пласты В-II, В-III) и башкирских (пласты А4-1, А4-2, А4-3 ) залежей нефти. Всего исследовано 85 кондиционных проб, средние значения компонентов растворенного газа по пластам месторождения приведены в табл.6.

Состав растворенного газа - углеводородный. Содержание азота достигает 29,53-55,71 %. Плотность по воздуху составляет 1,1673-1,2750 г/см3.

Таблица 6

Средние значения параметров растворенного в нефти газа

Наименование	Единица изме рения	Диапазон изменения / среднее значение
		Карсовайское	Южно-Карсовайское средний карбон московский	Хомяковское поднятие средний карбон
		верхний карбон	средний карбон
		касимовский	московский	башкирский
			подольский	каширский	верейский			верейский	верейский	башкирский
		С3k	П2+П3	К4	B-II	B-III	A 4-2	A 4-3	B-II	B-IIIa
		скв.1432	скв.1432, 1436	скв.1439	скв.1439,1442	скв.1439, 1442, 1443	скв.1432. 1436	скв.1432. 1436	скв.1434	скв.1434	скв. 401П	скв.401П
Кол-во проб/скв.	шт.	3/1	8/2	3/1	6/2	12/5	11/3	6/2	3/1	3/1	3/1	2/1
Плотность газа по воздуху	г/см3	1,2582-1,2844 1,2750	1,1385-1,2663 1,2196	1,2059-1,2096 1,2073	1,2194-1,2307 1,2251	1,2043-1,4950 1,2977	1,1862-1,2780 1,2254	1,0893-1,3080 1,2125	1,1575-1,1737 1,1673	1,1643-1,2202 1,1908	1,164-1,423 1,256	1,521-1,543 1,532
Содержание - метана	% мол.	8,47-9,37 8,84	9,22-10,45 9,86	5,99-5,61 5,76	6,05-6,65 6,35	6,92-9,41 7,95	5,40-7,16 5,99	4,13-9,11 6,40	9,62-9,93 9,83	9,94-10,20 10,06	6,42-10,2 8,58	7,13-7,52 7,325
- этана		19,38-20,08 19,78	8,72-19,45 14,17	12,15-13,25 12,88	10,57-12,99 11,78	12,14-20,87 15,62	6,40-13,22 9,64	9,84-12,19 10,69	10,39-11,8 10,94	15,10-16,44 15,64	10,55-16,44 13,91	8,5-8,84 8,67
- пропана		27,06-28,14 27,69	15,55-26,21 22,10	20,73-20,90 20,81	20,40-20,59 20,50	20,28-32,08 24,42	17,80-25,18 20,93	14,37-26,15 21,50	19,75-19,99 19,84	22,82-25,25 23,70	15,95-25,25 21,21	17,66-17,68 17,67
- бутана		6,79-8,19 7,60	4,75-8,15 6,75	5,95-6,03 5,99	6,72-6,94 6,83	5,94-12,31 8,19	5,41-8,05 6,71	2,24-8,44 5,86	4,26-4,86 4,62	4,50-5,63 5,23	4,05-8,09 6,24	7,19-7,72 7,455
- изобутана		3,61-3,74 3,69	2,92-3,67 3,38	2,60-2,74 2,69	3,12-3,31 3,19	3,10-5/36 3,83	2,75-3,64 3,19	1,87-4,00 3,16	2,93-3,14 3,03	3,41-3,83 3,59	3,2-4,18 3,63	3,72-3,9 3,81
- пентана		1,07-1,12 1,10	0,88-1,45 1,17	0,95-0,99 0,98	1,07-1,27 1,17	0,874-3,49 1,83	0,69-1,54 1,13	1,54-1,60 1,57	0,58-0,75 0,69	0,59-0,88 0,71	0,59-2,21 1,35	1,76-2,05 1,905
- изопентана		1,63-1,69 1,67	1,00-2,02 1,48	1,41-1,42 1,41	1,51-1,87 1,69	1,35-4,16 2,33	1,11-2,14 1,68	0,97-2,25 1,69	1,30-1,49 1,42	1,03-2,46 1,63	1,03-2,46 1,96	2,14-2,41 2,275
-гексана+ высш.		не опр.	1.26	не опр.	не опр.	1,18	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	0,79-1,1 0,94	0,88-0,89 0,885
- гелия		0,0041-0,0044 0,0042	0,001-0,005 0,0037	0,0445-0,0461 0,0454	0,004-0,017 0,010	0,0044-0,0139 0,0088	0,0005-0,019 0,0123	0,001-0,006 0,002	0,008-0,052 0,026	0,013-0,085 0,051	0,01-0,09 0,05	не опр.
- азота		28,70-31,07 29,53	32,03-55,54 41,06	48,84-50,48 49,41	46,52-50,37 48,45	12,98-46,01 43,48	40,27-57,72 50,63	43,59-60,63 49,89	49,53	41,03	19,59-47,65 38,61	47,45-47,85 47,65
- углекисл. газа		не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	3,89-18,65 9,68	2,29-2,42 2,355
- водорода		0,020-0,022 0,021	0,007-0,0434 0,028	0,0445-0,0461 0,0454	0,007-0,033 0,020	0,006-0,019 0,012	0,017-0,049 0,026	0,025-0,030 0,027	не опр.	не опр.	0,02-0,03 0,02	не опр.
- сероводорода		не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	0,062	0.021	не опр.	не опр.

1 1.5 Запасы нефти, газа, КИН (утвержденное конечное и текущее значения), Кохв, Квыт

Оперативный подсчет запасов нефти Карсовайского месторождения произведен в 2003 г. объемным методом с учетом требований инструкции ГКЗ СССР. Начальные запасы прошли государственную экспертизу. В 2007 году начато эксплуатационное бурение. В 2008 году проведен оперативный прирост запасов категории С1 по пластам B-IIIa и B-IIIб в районе скважины 1441, путем перевода части запасов из категории С2. В 2011 году выполнен оперативный подсчёт запасов по Хомяковскому поднятию Карсовайского месторождения.

Сведения о состоянии запасов нефти, числящихся на Госбалансе на 01.04.2012 г., приведены в табл.7.

Газ газовых шапок на 95 % состоит из азота, поэтому на балансе стоят запасы азота. Начальные геологические запасы азота составили 4530 млн.м3.

Кохв:

- касимовско-подоло-каширский объект: - 0,406;

- верейско-башкирский объект: Кохв - 0,443;

Квыт:

- касимовско-подоло-каширский объект: - 0,562;

- верейско-башкирский объект: - 0,581.

По состоянию на 01.01.2012 г. в целом по месторождению добыто 595,0 тыс. т нефти, текущий КИН 0,014, отбор от НИЗ 4,7 %, накопленная добыча жидкости составила 775,9 тыс.. т, накопленная закачка составляет 195,1 тыс. м3.

Таблица 7

Состояние запасов нефти на 01.04.2012 г

Объект	Начальные запасы нефти, тыс. т	Текущие запасы нефти, тыс. т
	утвержденные (ЦКЗ Минтопэнерго)	на Государственном балансе
	геологические	извлекаемые	КИН С1/С2 д. ед.	геологические	извлекаемые	КИН С1/С2д. ед.	геологические	извлекаемые	текущий КИН С1/С2 д. ед.
	AВ+С1	С2	AВ+С1	С2		AВ+С1	С2	AВ+С1	С2		AВ+С1	С2	AВ+С1	С2
	Карсовайское поднятие
Касимовский C3k	463	406	123	107	0,266/0,264	463	406	123	107	0,266/0,264	447	406	107	107	0.036
Мячковский С2 mc-II	805	3010	205	730	0,255/0,243	805	3010	205	730	0,255/0,243	805	3010	205	730	0.000
Подольский П2`+П2, П3	5782	9554	1564	2340	0,270/0,245	5782	9554	1564	2340	0,270/0,245	5733	9554	1515	2340	0,009
Каширский К4	304	2107	52	464	0,171/0,220	304	2107	52	464	0,171/0,220	301	2107	49	464	0,010
Верейский B-0, B-II, B-III	13428	11788	3834	3390	0,286/0,288	13428	11788	3834	3390	0,286/0,288	13202	11788	3608	3390	0,017
Башкирский А4-0+1, А4-2, А4-3	18806	8515	5667	2453	0,301/0,288	18806	8515	5667	2453	0,301/0,288	18518	8515	5379	2453	0,016
	Южно-Карсовайское поднятие
Верейский B-II, B-III	1536	2029	322	430	0,210/0,212	1536	2029	322	430	0,210/0,212	1533	2029	319	430	0,002
Башкирский А4-0+1, А4-2	1927	1793	569	560	0,295/0,312	1927	1793	569	560	0,295/0,312	1917	1793	559	560	0,005
	Хомяковское поднятие
Верейский B-II, B-III	664	1203	187	340	0,282/0,283	664	1203	187	340	0,282/0,283	664	1203	187	340	-
Башкирский А4-0+1, А4-2	331	591	99	177	0,299/0,299	331	591	99	177	0,299/0,299	331	591	99	177	-
Всего по месторождению	44046	40996	12622	10991	-	44046	40996	12622	10991	-	43451	40996	12027	10991	-

1.1 1.6 Осложняющие факторы геологического строения разреза на Карсовайском месторождении

Карсовайское месторождение является одним из самых сложных по геологическому строению месторождений Удмуртии. На месторождении выделено 12 подсчетных объектов в объеме пластов: С3k касимовского яруса верхнего карбона, С2mc-II мячковского горизонта, П2'+П2 и П3 подольского горизонта, K4 каширского горизонта, В-0, B-II, B-IIIа, В-IIIб верейского горизонта; А4_0+1, А4_2, А4_3 башкирского яруса. Месторождение состоит из трех поднятий: Карсовайского, Южно-Карсовайского и Хомяковского, осложненные более мелкими куполообразными поднятиями, которые могут контролировать самостоятельные залежи. Нефтегазоносность Карсовайского поднятия приурочена к карбонатным отложениям касимовского яруса верхнего карбона (пласт С3k), мячковского горизонта (пласт С2mc-II), подольского горизонта (пласты П2'+П2, П3), каширского горизонта (пласт К4), верейского горизонта (пласты В-0, В-II, В-IIIa, В-IIIб), башкирского яруса (пласты А4-0+1, А4-2, А4-3). На Южно-Карсовайском поднятии промышленная нефтеносность установлена в верейских (пласты В-II, В-IIIа, В-IIIб) и башкирских (пласты А4-1, А4-2) отложениях среднего карбона. Залежи Карсовайского поднятия осложнены газовыми шапками. Наиболее крупными по запасам являются залежи нефти пластов верейского горизонта и башкирского яруса. В тектоническом отношении Карсовайское месторождение расположено в Северной структурно-тектонической зоне Верхнекамской впадины, особенностью которой является отсутствие в разрезе отложений рифейского комплекса протерозоя. По данным ГИС фундамент имеет блоковое строение, ступенчато погружаясь в юго-восточном направлении. Поверхность фундамента облекают породы вендской системы протерозоя. Близость поверхности фундамента к палеозойскому чехлу определила основную особенность тектонического строения Карсовайского участка: структуры имеют разнообразную форму - от вытянутых по простиранию складок до куполообразных поднятий.

Выводы по разделу

Месторождение открыто в 1977 году, введено в промышленную разработку на основании технологической схемы разработки, составленной в 2009 году. Пробная эксплуатация залежей месторождения осуществлялась в период с 1998 г. по 2008 г.

В соответствии с «Технологической схемой разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики» [1] в промышленной эксплуатации находятся два объекта разработки:

- Касимовско-мячковско-подоло-каширский объект

- Верейско-башкирский объект

До 2006 года на месторождении осуществлялась пробная эксплуатация разведочных скважин, в соответствии с лицензионными соглашениями и «Планами пробной эксплуатации разведочных скважин № 1432, 1434, 1436, 1439, 1441, 1442, 1443». В период с 2006 по 2008 г.г. в соответствии с проектом пробной эксплуатации месторождения, начато опережающее бурение 12-ти скважин, с целью изучения режима работы залежи и установления оптимального режима работы скважин. В 2007 г. пробурены скважины: 1, 2, 5, 6, 133 в районе скважины 1443; в 2008 г. скважины: 7, 8, 9, 10, 11, 12 в районе скважины 1441 и скважина 134 в районе скважины 1443.

Месторождение на начальной стадии разработки, осуществляется плановое разбуривание залежи верейско-башкирского объекта в соответствии с «Технологической схемой разработки. В 2011 г. введено из бурения 29 скважин, включая поисковую скважину 401П. С начала освоения месторождения в добыче нефти участвовало 77 скважин, в том числе 74 скважины на верейско-башкирском объекте и 8 скважин на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте (скв. 14, 67, 84 - работали только на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте), закачка воды осуществлялась в 9 скважинах на верейско-башкирском объекте. Месторождение полностью недоразбурено. Таким образом, в целом проектный эксплуатационный фонд реализован на 23 % по категории С1+С2. Под закачкой находилось около 56 % от пробуренных нагнетательных скважин.

По состоянию на 01.01.2012 г. в целом по месторождению добыто 595,0 тыс. т нефти, текущий КИН 0,014, отбор от НИЗ 4,7 %, накопленная добыча жидкости составила 775,9 тыс.. т, накопленная закачка составляет 195,1 тыс. м3. Всего на месторождении пробурено 79 скважин, из них 69 числятся в добывающем фонде скважин, девять в нагнетательном фонде и одна скважина 385Р в консервации. В данной скважине при освоении пластов В-II и B-III верейского горизонта получена пластовая вода с пленкой нефти, в результате чего принято решение ликвидации заколонного перетока, которое оказалось неудачным (по данным ГИС вскрыто 3,6 м. эффективной нефтенасыщенной толщины). При освоении и опробовании пластов вышележащего объекта, так же получены неудовлетворительные результаты по причине заколонных перетоков и низкой продуктивности интервалов.

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Текущее состояние разработки Карсовайского месторождения

Месторождение открыто в 1977 году поисково-разведочным бурением. Введено в промышленную разработку на основании технологической схемы разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики, составленной в 2009 году. В период с 1998 по 2006 годы на месторождении осуществлялась пробная эксплуатация разведочных скважин в соответствии с лицензионными соглашениями и «Планами пробной эксплуатации разведочных скважин № 1432, 1434, 1436, 1439, 1441, 1442, 1443», выполненной ОАО «Удмуртгеология» и согласованными с Западно-Уральским округом Госгортехнадзора РФ.

Оперативный подсчет запасов нефти Карсовайского месторождения произведен в 2003 г. Начальные запасы прошли государственную экспертизу и подготовлены для составления проектного документа на разработку месторождения. В 2006 г. выполнен «Проект пробной эксплуатации Карсовайского месторождения».

В 2012 году выполнен оперативный подсчет запасов углеводородного сырья отложений среднего карбона (Пласты В-II, B-III, А4-0+1, А4-2) Хомяковского поднятия Карсовайского месторождения.

По состоянию на 01.01.2012 г. накопленная добыча нефти по месторождению в целом составляет 595,0 тыс.т, жидкости - 775,9 тыс.т, обводненность - 39,3 %, отбор от НИЗ 4,7 %. Верейско-башкирский объект разрабатывается самостоятельным фондом скважин, касимовско-мячковско-подоло-каширский объект является объектом приобщения с использованием компоновок для ОРЭ и ОРЗ.

2.2 Анализ текущего состояния разработки месторождения в целом

2.2.1 Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки

В соответствии с «Технологической схемой разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики» в промышленной эксплуатации находятся два объекта разработки:

- Касимовско-мячковско-подоло-каширский объект

- Верейско-башкирский объект

До 2006 года на месторождении осуществлялась пробная эксплуатация разведочных скважин, в соответствии с лицензионными соглашениями и «Планами пробной эксплуатации разведочных скважин № 1432, 1434, 1436, 1439, 1441, 1442, 1443». В период с 2006 по 2008 г.г. в соответствии с проектом пробной эксплуатации месторождения, начато опережающее бурение 12-ти скважин, с целью изучения режима работы залежи и установления оптимального режима работы скважин. В 2007 г. пробурены скважины: 1, 2, 5, 6, 133 в районе скважины 1443; в 2008 г. скважины: 7, 8, 9, 10, 11, 12 в районе скважины 1441 и скважина 134 в районе скважины 1443.

Месторождение на начальной стадии разработки, осуществляется плановое разбуривание залежи верейско-башкирского объекта в соответствии с «Технологической схемой разработки. В 2011 г. введено из бурения 29 скважин, включая поисковую скважину 401П. С начала освоения месторождения в добыче нефти участвовало 77 скважин, в том числе 74 скважины на верейско-башкирском объекте и 8 скважин на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте (скв. 14, 67, 84 - работали только на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте), закачка воды осуществлялась в 9 скважинах на верейско-башкирском объекте. Месторождение полностью недоразбурено. Таким образом, в целом проектный эксплуатационный фонд реализован на 23 % по категории С1+С2. Под закачкой находилось около 56 % от пробуренных нагнетательных скважин.

По состоянию на 01.01.2012 г. в целом по месторождению добыто 595,0 тыс. т нефти, текущий КИН 0,014, отбор от НИЗ 4,7 %, накопленная добыча жидкости составила 775,9 тыс.. т, накопленная закачка составляет 195,1 тыс. м3. Всего на месторождении пробурено 79 скважин, из них 69 числятся в добывающем фонде скважин, девять в нагнетательном фонде и одна скважина 385Р в консервации. В данной скважине при освоении пластов В-II и B-III верейского горизонта получена пластовая вода с пленкой нефти, в результате чего принято решение ликвидации заколонного перетока, которое оказалось неудачным (по данным ГИС вскрыто 3,6 м. эффективной нефтенасыщенной толщины). При освоении и опробовании пластов вышележащего объекта, так же получены неудовлетворительные результаты по причине заколонных перетоков и низкой продуктивности интервалов.

Динамика основных технологических показателей разработки месторождения представлена на рис.3-4.

Рис.3 - Основные технологические показатели разработки месторождения в целом (Фонд добывающих скважин, добыча нефти, жидкости и закачка)



Рис.4 - Основные технологические показатели разработки месторождения в целом (дебит нефти, жидкости и приемистость)