Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Ромашкинекого месторождения

Параметр	Продуктивный пласт
	Б-1	Б-2	Д-I
Общая мощность, м	0 – 10	3-8	30-50
Эффективная мощность, м	0-6	2—6	10— 15
Начальная отметка ВНК, м	—881	—881	—1486÷ — 1490
Пористость по керну, %	14—26	16—27	15-26
Проницаемость по керну, мД	346	590	466,4
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,902	0,902	0,871
Вязкость нефти в поверхностных условиях, сСт	8,5	8,5	5,90
Газовый фактор, м3/т	—	—	40—70

Следовательно, при выделении эксплуатационных объектов на месторождениях подобного типа учитывались запасы нефти, ее свойства, эффективная мощность, продуктивность пластов и в меньшей степени их неоднородность.

11.1.3. Мухановское месторождение

Нефтегазоносность Мухановского месторождения связана с пятью нефтегазоносными этажами, в пределах которых вы­явлено 12 продуктивных пластов (рис. 23, 24, табл. 11). В про­цессе проектирования разработки месторождения в его разрезе было выделено пять эксплуатационных объектов, три из ко­торых введены в разработку в течение второго, а два в тече­ние третьего периодов. Рассмотрим, каков был геолого-промыс­ловый подход к этим двум объектам в течение третьего периода.

Пласты С-II, С-III, С-IV имеют, в основном, сходные парамет­ры, поэтому технологической схемой, составленной в 1954 г., пред­лагалось объединить их в четвертый эксплуатационный объект. Поддержание пластовых давлений намечалось осуществлять путем совместной закачки воды во все пласты через 12 закон­турных нагнетательных скважин. Однако уже в 1955— 1956 гг. пластовое давление начало значительно снижаться и стало ясно, что запроектированное совместное заводнение пла­стов с различной литолого-физической характеристикой и свойст­вами нефти, вероятно, нецелесообразно; на пласт С-IV была за­проектирована самостоятельная сетка нагнетательных скважин. Эти меры способствовали опережающей выработке залежей неф­ти снизу вверх, хотя наибольшие запасы были сосредоточены в пласте С-II. С целью регулирования разработки для этого объек­та был предложен новый метод заводнения — разрезание на бло­ки поперечными рядами нагнетательных скважин. В 1964 г. для залежей пластов С-II и С-III было намечено внутриконтурное заводнение путем разрезания залежи на четыре блока тремя ря­дами нагнетательных скважин. Принятые меры не вос­становили падающий уровень добычи нефти, и к 1972 г. он по-прежнему отставал от проектного. Причины этого — технические и технологические недостатки, значительная неоднородность пластов данного объекта, от­сутствие своевремен­ного контроля и регули­рования разработки данного многопласто­вого эксплуатационно­го объекта, а также мероприятий по одно­временно - раздельной эксплуатации.

Таким образом, совмещение продук­тивных пластов С-II, С-III, С-IV в один экс­плуатационный объект было неправильным,

Все девонские плас­ты неоднородны по сво­ей структуре и пред­ставлены песчаниками, которые замещаются алевролитами, глина­ми, плотными песчани­ками. Проектом была предусмотрена сов­местная разработка пластов Д-II и Д-III. Однако при утвержде­нии проекта было при­нято решение о совме­стной разработке всех девонских пластов, хо­тя они на этом этапе были слабо разведаны и характеризовались низкой продуктивно­стью. В результате ко­эффициент расчленен­ности нового эксплуа­тационного объекта оказался равны м 7,0.

Рис.23. Геологический разрез каменноугольных отложений Мухановского месторождения. Составил М.И. Кнепель

1—нефтенасыщенный песчаник; 2—водонасыщенный песчаник; 3—алевролиты; 4—глины, аргиллиты

Рис. 24. Геологический разрез девонских отложений Мухановского месторождения.

По данным С.Я. Илларионовой, З.И. Мурадимова

1- нефтенасыщенный песчаник; 2- водонасыщенный песчаник; 3-алевролиты; 4-глины

Таблица 11