Нефть по химическому составу высокосернистая, парафинистая и смолистая, тяжелая и высоковязкая. Газонасыщенность нефтей Мишкинского месторождения незначительная. Залежи лишены газовых шапок.
В 1995-96 годах силами СП 16/96 АО «Пермнефтегеофизика» в районе Мишкинского месторождения с целью до разведки проведены дополнительные сейсмические исследования с целью уточнения геологического строения нижнего карбона, девона, венда и рифея. По результатам проведенных работ составлены структурные карты по отложениям карбона, девона, рифея. Проведенные детальные работы позволили уточнить структурные планы и сделать выводы о перспективности девонских отложений для поисков нефти, так выявлен ряд структур находящихся в непосредственной близости к Мишкинскому месторождению.
Результаты разведочного и эксплуатационного бурения на юго-западе Воткинского купола показали, что залежи нефти верейского горизонта и башкирского яруса сливаются в единую залежь с аналогичными залежами Лиственского месторождения. В соответствии с полученными результатами испытания и ГИС по скважинам водонефтяной контакт по пластам В-П, B-III вскрыт, соответственно на отметках -1040м и -1042м, что соответствует утвержденному. По отложениям башкирского яруса наблюдается ступенчатое погружение этажа нефтеносности в сторону Лиственского месторождения, водонефтяной контакт условно принят в этом районе на абс. отм. -1053м.
По среднему карбону залежи месторождений разделены условной линией, проходящей через скважины 4331, 4362. В 1994-1995, гг. выполнен прирост запасов нефти по башкирским и верейским отложениям в данном районе.
Результаты прироста запасов, подсчетные параметры этой части залежи приведены в таблице 2.
Таблица 2
Подсчетные параметры 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
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
557,5
189,5
Башкирский ярус
3721,6
2,8
10418,3
0,14
0,78
0,968
0,8949
985,5
331,1
По результатам эксплуатационного бурения в южной части Воткинского купола (скв. 2103, 2128, 2144, 2315) произошло расширения контура нефтеносности по пласту В-III; по данным опробования и материалам ГИС водонефтяной контакт принят на абс. отм.-1042м, что соответствует утвержденному. Прирост запасов нефти по пласту В-III; выполнен в 1997г., результаты подсчета запасов приведены в таблице 3.
Категория
Площадь,
тыс. м2
Эфф н/н тол-
щина, м
Плотность, г/см3
Балан- сов. Запасы, тыс. т
К И Н
Извлек, запасы, тыс.т
Пори стос-
ти,
д. Ед.
нефтена-сыщ
пересчёт-
ный
B-III
С 1
2363,9
1,24
2932,0
0,18
0,75
0,956
0,8963
339,2
115,3
На Черепановском поднятии Мишкинского месторождения в 1989-2000г.г. велись геологоразведочные работы. Пробурено восемь разведочных скважин (247, 249, 250, 251, 252, 253, 255, 131), силами «Пермнефтегеофизика» проведены детализационные сейсморазведочные работы. В 2000 году проведена переинтерпритация данных сейсморазведки с учетом последних результатов (бурения скв.131 на Южно-Черепановском поднятии), а так же дополнительно использован сейсморазведочный материал по Пермской области для уточнения структурных построений в восточной части поднятия. Результаты этих работ показали, что структурный план более сложный, чем представлялось ранее.
При первоначальном подсчете запасов были выделены два небольших купола разделенные прогибом в районе скважины 212, западный, соединяющейся с собственно Воткинским поднятием и восточный частично выходящий за пределы Удмуртии на территорию Пермской области. Материалы сейсмики и глубокое разведочное бурение показали, что этот район по отложениям нижнего карбона представляет собой совокупность мелких структур, с которыми связаны залежи нефти в турнейских и яснополянских отложениях. По среднему карбону разрозненные залежи объединяются в более крупные - это р-н скв. 247-131 и 249-255.
Анализ имеющихся материалов позволил уточнить границы, нефтенасыщенные толщины, коллекторские свойства, положение ВНК и выполнить подсчет запасов по продуктивным отложениям.
Залежи нефти турнейского яруса
Залежь нефти кизеловского горизонта связана с Южно-Черепановским поднятием в районе 131 скважины. По данным ГИС и перфорации уровень категории C1 и ВНК условно принят на абс. отм. -1362,3м. Данные подсчета запасов приведены в таблице 4.
Отложения черепетского горизонта нефтенасыщены в четырех скважинах: 253, 131, 252, 249. Каждая залежь в районе этих скважин приурочена к отдельному куполу с собственным ВНК: в районе скв. 253 - ВНК - 1377,5м, район скважины 131-ВНК принят 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 черепетскому горизонту отнесены к категории С1. Данные подсчета запасов приведены в таблице 4.
Таблица 4. Подсчетные параметры и запасы нефти (турнейский ярус Черепановского поднятия)
Кате
гория
Эфф н/н толщина, м
Объём, тыс. м3
Балансов, запасы, тыс. т
Извлек, запасы, тыс. т
Пориос-ти,
Нефте-насыщ
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
851,1
2,13
1813,5
0,13
0,81
174,3
0,39
68,0
Район скв. 131
604,6
0,7
429,6
0,80
0,985
0,914
44 | 0,39
17
Район скв. 249
1858,5
1,36
2530,55
0,910
212
83
Итого
492
207,5
Кизеловский горизонт Район скв. 131
477,4
0,6
286,5
0,74
0,926
29
11
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9