Уровень ВНК установлен на абс. отм. -1352-1356 м (рис. 8).

Схематический геологический разрез отложений турнейского яруса

Рис. 8.

1.3.

1.4. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов Черепановского поднятия основывается на лабораторном изучении керна поднятого из пробуренных ОАО "Удмуртнефть" 19 скважин, а также на результатах исследований керна из 17 скважин, пробуренных трестом "Удмуртнефтеразведка". Из них скважины 247р, 249р, 250р, 251р, 252р, 253р, 255р пробурены ОАО "Удмурнефть" непосредственно в районе поднятия, а остальные находятся на части Воткинского поднятия, расположенной около Черепановского купола. Следует отметить, что в материалах результатов исследований треста "Удмуртнефтеразведка" представлена проницаемость образцов керна, измеренная в основном в направлении, перпендикулярном напластованию, а в данных лаборатории петрофизики "УдмуртНИПИнефть" больший объем составляют результаты, полученные при измерении проницаемости в направлении, параллельном напластованию горных пород. Это позволяет сравнить фильтрационные характеристики пластов в различных направлениях. Соотношение коэффициентов газопроницаемости вдоль напластования и перпендикулярно напластованию для коллекторов верейского горизонта, башкирского и турнейского ярусов составляют соответственно 1,14,1,78 и 1,62.

Продуктивные пласты турнейского яруса представлены известняками различными по структуре: средне-мелкокомковатыми с детритом, в различной степени доломитизированными. Комочки сложены микрозернистым кальцитом с отдельными ромбоэдрами доломита. Цемент скудный, регенерационно-порового или порового типа, кальцитового совместно с доломитовым состава. Поры размером от 0,015 до 1 мм, чаще 0,05 – 0,25 мм, округлые, прямолинейные.

Продуктивные отложения башкирского яруса сложены коричневато-серыми фораминиферово-сгустковатыми пористыми известняками и известняково-раковинными песчаниками. Поровое пространство сформировано порами размером 0,025-0,5 мм внутри- и межфрагментными, сообщающимися. Цемент скудный, кальцитовый, порового типа. В известняково-раковинных песчаниках обломочная часть (60-80%) представлена окатанным детритом, частично перекристализованным тонкозернистым кальцитом, иногда доломитом. Обломки сцементированы тонкозернистым доломитом порового типа и средне- крупнозернистым доломитом регенерационно-базального типа. Поры распределены неравномерно, две третьих из них крупные (0,15-1,5 мм), межфрагментные, овальной и полигональной формы, третья часть пор – внутрифрагментные, размером 0,02-0,1 мм, не сообщающиеся. Слабопористые известняки детрито-комковатые. Поры в основном межфрагментарные, полигональные, размером 0,04-0,12 мм. Цемент кальцитовый с ромбоэдрами доломита крустификационно-порового типа.

Продуктивные отложения верейского горизонта сложены известняками коричневато-серыми мелкокомковатыми, реже средне-крупнокомковатыми с прослоями известняково-раковинных песчаников. В мелкокомковатых разностях известняков поры в основном межфрагментарные разнообразной формы, сообщающиеся, размером 0,025-0,3 мм. Цемент кальцитовый тонкозернистый, реже доломитовые тонко-мелкозернистый базально-порового или порово-регенерационного типа в комбинации с регенерационным. В крупнокомковатых известняках размер пор до 0,45 мм; цемент кальцитовый порово-пленочного и типа, участками ангидритовый регенерационного типа. В известняково-раковинных песчаниках поры межфрагментные округлые с неровными изрезанными краями, размером 0,06-0,25 мм, сообщающиеся и мелкие (0,015-0,05 мм) округлые внутрифрагментные. Цемент – тонкозернистый кальцит крустификационного типа и средне-крупнозернистый доломит в комбинации с гидрослюдой регенерационно-базального типа.

1.5. Свойства и состав нефти газа, конденсата и воды.

Характеристика свойств флюидов, насыщающих продуктивные пласты месторождения, изучена по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных в лабораториях ОАО “Удмуртгеология” и института “УдмуртНИПИнефть”.

Нефть верейского горизонта.

Для пласта В-II плотность нефти в пластовых условиях составила 0,8828 т/м³ , вязкость нефти в пластовых условиях 16,9 мПа×с, объемный коэффициент 1,056, газосодержание 21,6 м³ /т.

Нефть башкирского яруса.

Среднее значение плотности нефти в пластовых условиях 0,8851 т/м³ , давление насыщения 7,6 МПа, объемный коэффициент от 1,032, вязкость нефти в пластовых условиях 21,3 мПа×с, газосодержание 14,82 м³ /т.

Нефть турнейского яруса.

По своим физическим свойствам нефть не отличается от нефти турнейской залежи Мишкинского месторождения, поэтому ее параметры в пластовых условиях характеризуются по аналогии с параметрами нефти турнейской залежи Мишкинского месторождения. Нефть характеризуется как тяжелая, (среднее значение плотности в пластовых условиях 0,9134 т/м³ ), высоковязкая, с небольшим газосодержанием.

Таблица 1

Параметры нефти

Параметры	Стратиграфия (горизонт, ярус)
	Верейский	Башкирский	Турнейский
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,8793	0,8851	0,9134
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,8951	0,8929	0,9225
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	16,9	21,3	63,73
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,056	1,032	1,012
Газосодержание, м3 /т	21,6	14,82	6,13
Содержание серы в нефти, %	2,89	2,7	3,51
Содержание парафина в нефти, %	4,51	4,73	4,73
Давление насыщения нефти газом, МПа	9,2	7,6	7,8
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,169	1,161	1,17

Из данных табл. 1 можно сделать вывод о закономерности изменения свойств нефтей в зависимости от глубины залегания или возраста объектов, их содержащих. Так нефти турнейского пласта, по сравнению с верейскими, более тяжелые, в них меньше светлых фракций, они более вязкие. С возрастанием глубины также уменьшается газосодержание (и, следовательно, уменьшается объемный коэффициент нефти) и увеличивается давление насыщения из-за увеличения содержания азота в попутном (растворенном) газе.

Растворенный в нефти газ является азотно-углеводородным и характеризуется высокой плотностью, с содержанием азота в отложениях соответственно верейского горизонта - 33,17%, башкирского яруса - 39,29%.

Газ турнейского яруса по своему составу, в сравнении с газом верейских и башкирских пластов, имеет низкую плотность по воздуху 1,181, более высокое содержание азота (64,61%), небольшое содержание углеводородов.

Попутный нефтяной газ Мишкинского месторождения содержит большое количество инертных, негорючих составляющих, поэтому он утилизируется в атмосферу с помощью факелов.

Пластовые воды рассматриваемого месторождения характерны для региона в целом, и для московских, башкирских, визейских и турнейских отложений являются рассолами хлоридно-кальцевого типа. Отчетливо выраженной тенденции изменения физико-химических свойств пластовых вод по продуктивному интервалу разреза не отмечается, за исключением уменьшения вязкости в пластовых условиях с возрастанием глубины из-за повышения температуры. Средняя плотность пластовых вод 1,17 г/см³, а минерализация — 260 г/л. Газовый фактор пластовой воды незначителен, а растворенный газ в основном представлен азотом.

По товарным качествам нефти Мишкинского месторождения характеризуются как тяжелые, высокосернистые, парафинистые и смолистые.

1.6. Запасы нефти и газа, конденсата

Запасы нефти Мишкинского месторождения утверждены ГКЗ СССР (протокол № 5992 от 1970 года) /1/ отдельно по двум поднятиям (Воткинское, Черепановское). Начальные запасы нефти, утвержденные протоколом ГКЗ № 5992 и в целом по месторождению составляли 206761 тыс. т геологических и 74286 тыс. т извлекаемых, в том числе по категориям: 44306 тыс. т геологических и 16066 тыс. т извлекаемых категории B; 123769 тыс. т геологических и 45014 тыс. т извлекаемых категории С1; 38686 тыс. т геологических и 13206 тыс. т извлекаемых категории С2.

По результатам выполнявшихся в процессе разработки месторождения работ (бурение скважин, сейсморазведочные работы) на месторождении неоднократно осуществлялись переводы запасов нефти в более высокие категории, списания не подтвердившихся запасов, приросты запасов нефти.

Остаточные запасы нефти по состоянию на 01.01.2004 г. в целом по месторождению составляют: 142 535 тыс. т геологических и 35 540 тыс. т извлекаемых категории B+C1, 38 686 тыс. т геологических и 13 206 тыс. т извлекаемых категории С2. Накопленная добыча нефти на 31.12.2006 г. составила 28 649 тыс. т.

Начальные балансовые запасы нефти , числящиеся на момент составления проектных документов и на 01.01.2004 г.

Залежь, пласт	Запасы, тыс.т
	балансовые
	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.
B		С1		В+С1		С2		B+C1 +C2
ВСЕГО	44247	108596	131307	93289	175554	201885	38681	5628	214235	207513
в т. ч.
верейская залежь	21620	49937	57978	44875	79598	94812	29468	4866	109066	99678
башкирская залежь	4747	24401	26564	15810	31311	40211	8175	762	39486	40973
визейская залежь	3541	15840	17005	6606	20546	22446	20546	22446
турнейская залежь	14339	18418	29760	25998	44099	44416	1038	45137	44416

Таблица 3

Начальные извлекаемые запасы нефти, числящиеся на момент составления проектных документов и на 01.01.2004 г.

Залежь, пласт	Запасы, тыс.т
	извлекаемые
	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.
B		С1		В+С1		С2		B+C1 +C2
ВСЕГО	16068	39470	47612	32877	63680	72347	13204	1915	79906	74262
в т. ч.
верейская залежь	7351	17210	19723	14619	27074	31829	10020	1656	37094	33485
башкирская залежь	1614	8349	9032	5319	10646	13668	2779	259	16447	13927
визейская залежь	1487	6725	7250	2803	8737	9528	8737	9528
турнейская залежь	5616	7186	11607	10136	17223	17322	405	17628	17322

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Текущее состояние разработки месторождения