Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Степь
Стадия разработки:
Год открытия: 1997
Источник информации: ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 2.83 км²
Ильинское месторождение
В административном отношении Ильинское месторождение расположено на территории Иглинского и Нуримановского районов Башкортостана, в 40 км к северо-востоку от г.Уфа. Основными населенными пунктами являются ст. Иглино - районный центр, ст. Тавтиманово, Улу-Теляк, Уркенч. Месторождения из двух площадей: Ильинская, расположенная в 10 км и Лобовская площадь - в 16 км к северо-востоку от р.ц. Иглино. Общая площадь Ильинского месторождения в пределах Свободной границы составляет 25,1 км 2 .
Вблизи границ Ильинского месторождения расположены населенные пункты: ст. Иглино - районный центр, д. Кушуль. д. Песчано-Лобово, с. Минзитарово, д. Куршаки, с. Сарт-Лобово, с. Чуваш-Кубово, с. Старокубово, с. Уктеево Иглинского района и с. Байгильдино, д. Кушкулево, д. Саргаязово Нуримановского района.
Сообщение между населенными пунктами, осуществляемыми по экономическим и грунтовым дорогам. Кроме того, в районе месторождения проходит асфальтово-бетонное шоссе Уфа-Челябинск и железная дорога Самара-Уфа-Челябинск с ближайшими станциями Шакша и Иглино.
Как отмечено выше, в состав месторождения входят две площади: Ильинская и Лобовская.
К Ильинской площади снята группа подъемий, открытых дверей в 1964-1969 гг. и заключенных между Тавтиманово-Уршакским и Минзитаровскими грабенами. Промышленно-нефтеносными являются: карбонаты турнейского и фаменского ярусов, песчаники пласта Д I .
Лобовская площадь месторождения открыта в 1987 г. кв. 125. Расположена между Минзитаровскими и Лобовскими грабенами. Промышленная нефтеносность установлена в известняках каширского, верейского горизонтов, башкирского и турнейского ярусов, мендымского горизонта и песчаниках пласта Д I пашего горизонта.
Продукция скважин по выкидным и нефтесборным трубопроводам предусматривает установку предельного сброса воды (УПСВ) «Ильино». Система сбора и транспортировки нефти месторождения представляет собой герметичную систему и включает в себя выкидные и нефтесборные трубопроводы наружным диаметром от 89 до 133 мм, общая протяженность 9,1 км.
УПСВ «Ильино» созданы для приема газожидкостной смеси, поступающей из Ильинского, Богатовского месторождений, ее сепарации и предварительного сброса пластовой воды c обеспечением откачки частично обезвоженной нефти остаточной обводненности не более 10 % на НСП-3 «Алаторка». Выделенная очищенная пластовая вода подается в систему ППД.
Вблизи Ильинского месторождения на расстоянии от 3 до 20 км находятся Богатовское, Искринское и Алаторское нефтяные месторождения.
Обзорная карта района Ильинского месторождения приведена на рисунке (1).
Рис.1. - Обзорная карта района Ильинского месторождения
Краткая геолого-физическая характеристика месторождения
Ильинское месторождение представляет собой группу поднятий, вытянутых вдоль грабенообразных прогибов в направлении с-север-северо-востока на юг, юго-запад и подразделяется на две площади: Лобовскую, расположенную между Минзитаровскими и Лобовскими грабенами и собственно Ильинскую, заключенную между Тавтиманово-Уршакскими и Минзитаровскими грабенами.
В тектоническом отношении Ильинское месторождение расположено в краевой северо-восточной части Благовещенской впадины платформенного Башкортостана. Эта часть территории по палеозойским отложениям представляет собой моноклинальную, погружающуюся к востоку под углом 0°20'-1°, разорванную несколькими разломами.
По кровле тиманского горизонта по данным бурения и сейсморазведки наблюдается региональное неравномерное погружение поверхности с севера и северо-запада на юг и юго-восток, на фоне которого установлены несколько узких грабенообразных прогибов северно-северо-восточного простирания (Тавтиманово-Уршакский, Минзитаровский и Лобовский).
Крупные разрывные дислокации на площадях являются структурно-реформирующими. Вдоль их юго-восточных бортов Гонконга линейно вытянутые зоны поднятия, полукуполов и структурных террас, с развитием залежи нефти Ильинского месторождения.
В пределах Тавтиманово-Уршакской структурной зоны, расположенной на восточном направлении аналогичного грабенообразного прогиба, находятся несколько вытянутых в северо-восточном направлении поднятия.
Вдоль юго-восточного борта Минзитаровского прогиба прослеживается приподнятая валообразная зона терригенных отложений девона, осложненная в южной части ее некоторыми поднятиями.
Структурные планы нижне- и среднекаменноугольных отложений, как в целом, так и во многих крупных деталях, соответствуют элементам рельефа терригенного девона.
В целом на рассматриваемой территории наблюдаются общие положения согласно залеганию маркирующих горизонтов на большинстве участков. Некоторое несогласие структурных планов проявляется в смещении размеров, поднятии, сохранении их, форм и конфигураций. Степень со сквозными тектоническими структурами в осадочной толще развиты и внутричехольные структуры, например биогермы и палеокарсты.
Общим для опорных горизонтов относительно является расширение границ внешней планеты в юго-восточном направлении.
Разрез месторождения сложен осадочными породами четвертичного, неогенового, пермского, каменноугольного, девонского и додевонского (венд) возрастов.
Отложения четвертичной системы сложены аллювиальными и деллювиальными суглинками, глинами, песками и галечниками.
Неогеновые отложения, несогласно залегающие на пермских, неравномерно распределены по площади и сложены пестроокрашенными песками с прослоями галечника и глин.
Пермская система представлена только нижним отделом (приуральским). Самый верхний уфимский ярус сложен карбонатными породами с прослойками глин, песчаников и гипсов. Кунгурский ярус представлен доломитами, ангитритами и в верхней своей части гипсо-ангидритовой пачкой. Артинский и сакмарский ярусы нижней перми сложены карбонатными отложениями с редкими глинистыми прослоями.
Каменноугольная система представлена карбонатными отложениями московского и башкирского ярусов среднего карбона; серпуховского яруса, окского надгоризонта визейского яруса и турнейского яруса нижнего карбона. Только бобриковский горизонт визейского яруса представлен переслаиванием аргиллитов и алевролитов с редкими линзами песчаников.
Промышленные залежи нефти выявлены в каширских, верейских, и башкирских отложениях.
Девонская система представлена в основном карбонатными отложениями фаменского и франского ярусов верхнего девона и живетского яруса среднего девона. Небольшие залежи нефти приурочены к карбонатам франского яруса и мендымского горизонта фаменского яруса.
Терригенные осадки приурочены к подошве франского яруса верхнего девона и к отложениям живетского яруса. Продуктивный пласт ДI залегает в нижней части франского яруса в отложениях тиманского и пашийского горизонтов. Коллекторами служат песчаники и крупнозернистые алевролиты.
На вендских отложениях несогласно залегают породы живетского яруса среднего девона. Додевонские отложения (венд) выполнены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и реже песчаников.
В пределах месторождения выявлены 22 залежи нефти в терригенных и карбонатных отложениях, из них по одной залежи в каширском, верейском, мендымском горизонтах и фаменском ярусе, две залежи - в башкирском ярусе, шесть залежей - в турнейском ярусе, десять залежей - в тимано-пашийском горизонте. Из них в разные годы в разработке находились 16 залежей нефти: две – в отложениях башкирского, четыре – в отложениях турнейского ярусов, одна – в отложениях мендымского и девять – в отложениях пашийского горизонтов.
В настоящей работе рассматриваются залежи пластов C2b и D2ps .
Башкирский ярус
Башкирский ярус представлен известняками серыми, иногда глинистыми, местами сильно доломитизированными, прослоями пористыми и пористо-кавернозными.
В разрезе башкирского яруса выделяются две пачки продуктивных известняков. I пачка залегает в кровельной части яруса, II пачка залегает на 4-18 м ниже первой.
I продуктивная пачка в пределах месторождения не имеет площадного развития и представляет собой изолированную линзу, вскрытую скв. 125, 134, 537. 538 и 542. Нефтенасыщенная толщина пачки колеблется в пределах 1,2-3,0 м. Высота залежи 20 м. ВНК не установлен. Размеры залежи 1,4х3,1 км. Тип залежи - пластовый, литологически ограниченный.
II продуктивная пачка башкирского яруса, по сравнению с I, более распространена на площади месторождения. Коллектора этой пачки вскрыты 8 скважинами и только в одной скважине (скв.10), пачка замещается плотными породами. Залежь вскрыта шестью скважинами 125,134, 226, 537, 538, 542. Нефтенасыщенная толщина пачки колеблется в пределах 1,2-3,6 м. Высота залежи 9,5 м. ВНК установлен в скв. 125 на абс. отметке минус 1312,1 м. Размеры залежи - 1,2х3,6 км. Тип залежи - пластовый, литологически экранированный.
Запасы нефти отнесены к категории В1 (С1).
Пашийский горизонт
Тиманский и пашийский горизонты рассматриваются совместно, т. к. они сложены однотипными породами и четкой границы между ними нет.
Тимано-пашийский горизонт сложен аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Коллекторами служат песчаники и крупнозернистые алевролиты. Общая толщина пород терригенной толщи девона составляет 10-33 м, в скв. 53ТВТ – 58 м.
Песчаники терригенного девона (пласт D2ps) в пределах месторождения развиты наиболее широко и имеют линзовидное залегание. Пласт коллектор вскрыт в 60 скважинах (из 83 пробуренных). В основном коллектор пласта D2ps представлен двумя-тремя, реже четырьмя прослоями, в 25 скважинах - одним. Толщина проницаемых прослоев колеблется от 0,4 до 5,6 м.
В пласте D2ps выявлено 10 залежей нефти литологически и тектонически экранированного типов.
Залежь I вскрыта одной скв. 226ИГЛ. Нефтенасыщенная толщина коллектора составляет 1,2 м. Размеры залежи - 0,9х1,4 км . ВНК залежи принят на абс. отметке минус 2177,8 м, что соответствует отметке подошвы нефтяного перфорированного пласта в скв. 226, давшего при опробовании безводный приток нефти. Высота залежи 1,2 м. Тип залежи - пластовый, литологически экранированный.
Запасы нефти отнесены к категории В1 (С1).
Залежь II вскрыта тремя скв. 132, 156ИГЛ и 434. Залежь нефти неправильной формы, вытянута в субмеридианальном направлении с литологическим экраном в западной части, граница которого проходит тоже в субмеридианальном направлении через свод поднятия. В разрезе пласта выделяется два, три проницаемых прослоя толщиной 0,8-2,6 м. Толщина плотных разностей составляет 0,8-5,4 м. Нефтяная часть пласта отделена от водоносной плотной перемычкой. Высота залежи 12,0 м. ВНК определен условно на абс. отметке минус 2204,5м, при этом учитывались отметки подошвы нефтяного пропластка в скв.156 (абс. отм. минус 2204,5 м) и кровли водоносного пласта в скв. 429 (абс. отм. минус 2204,5 м). Данные скв. 434 не учитывались из-за большой кривизны. Размеры залежи - 0,5х2,4 км. Тип залежи - пластовый, литологически экранированный.
Запасы нефти отнесены к категории В1 (С1).
Залежь III вскрыта пятью скважинами 127ИГЛ, 401, 408, 420, 425. Нефтенасыщенная толщина коллекторов пласта ДI в залежи колеблется в пределах 2,0-5,6 м. Водонефтяной контакт принят на абс. отметке минус 2208,1 м, что соответствует отметке подошвы нефтяного пласта в скв. 127 (вертикальная), в которого при опробовании получен безводный приток нефти. В остальных скважинах удлинения на кровлю пласта изменяются от 51 м (скв. 421) до 244,7 м (скв. 425), поэтому при определении ВНК они не учитывались. Пласт состоит, в основном, из двух-четырех проницаемых прослоев толщиной 0,6-5,2 м, кроме скв. 408, где толщина единого прослоя достигает 5,6 м. Высота залежи 15,0 м. Размеры залежи - 0,8х2,3 км. Тип залежи - пластовый, литологически экранированный.
Запасы нефти отнесены к категории А (В).
Залежь IV приурочена к южной периклинали
Ильинского поднятия. Установлена по результатам анализа данных ГИС в трёх скв. 42,
126 и 202, вскрывших обширную водонефтяную зону. По результатам опробования
нефтенасыщение подтверждено только в скв.126. Коллектор пласта представлен
двумя-тремя проницаемыми прослоями толщиной
0,8-3,0 м, нефтенасыщенная толщина составляет 2,4 м.
Водонефтяной раздел залежи IV залегает на уровне абс. отметок минус 2210,2 -2210,8 м, высота залежи 10,6 м. ВНК принят на абс. отметке минус 2210.6 м. Размеры залежи - 1,8х2,3 км. С севера залежь ограничена литологическим экраном, а с запада – тектоническим. Тип залежи - пластовый, тектонически и литологически экранированный.
Запасы нефти отнесены к категории В1 (С1).
Залежь V вскрыта двумя скв. 219 и 234ИГЛ. Коллектор представлен одним-двумя проницаемыми прослоями толщиной 1,4-2,0 м. Залежь нефти вытянута в субширотном направлении, с севера и запада ограничена литологическим экраном с юга и востока водонефтяным контактом, принятым на абс. отметке минус 2214.0 м, по подошве нефтяного прослоя в скв. 234. Высота залежи 5,0 м. Размеры залежи - 0,75х3,2 км. Тип залежи - пластовый, литологически экранированный
Запасы нефти отнесены к категории В1 (С1).
Залежь VI выявлена одной скв. 131ИГЛ, пробуренной в опущенном блоке Минзитаровского грабена. Границы залежи контролируются с запада линией тектонического нарушения, на остальной части - условной зоной отбора скважины. В разрезе пласта выделено два проницаемых прослоя толщиной 1,6-1,2 м. Нефтенасыщение приурочено к верхнему прослою. Высота залежи 1,6 м. Размеры залежи - 0,4х0,6 км. Тип залежи - тектонически экранированный.
Запасы нефти отнесены к категории А (В).
Залежь VII установлена 15 скважинами 7ТВТ, 150ИГЛ, 162ИГЛ, 480, 487, 489, 488, 490, 501, 502, 504, 505, 506, 507, 508. Пласт представлен одним-двумя проницаемыми прослоями толщиной 0,4-5,0 м. Нефтенасыщенная толщина пласта колеблется в пределах 1,6-5,0 м, составляя в среднем 2,6 м. Высота залежи 14,7 м. Водонефтяной раздел принят на абс. отметке минус 2210,6 м по подошве нефтенасыщенного пласта в скв. 7ТВТ. С запада залежь нефти ограничена тектоническим экраном, с севера и востока – литологическим. Размеры залежи - 1,5х2,0 км. Тип залежи - пластовый, тектонически и литологически ограниченный.
Запасы нефти отнесены к категории А (В).
Залежь VIII вскрыта 12 скважинами 147ИГЛ, 456, 460, 461, 462, 467, 468, 469, 470, 473, 474, 475. Коллектор пласта представлен, в основном, одним - двумя, реже тремя - четырьмя проницаемыми прослоями толщиной 0,4-4,6 м. Наибольшая нефтенасыщенная толщина пласта ДI на месторождении – 7,4 м отмечается по данным ГИС в скв. 147ИГЛ, пробуренной в пределах этой залежи. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта залежи составляет 2,9 м. Высота залежи 19,0 м. ВНК по данным промысловой геофизики и опробования принят на абсолютной отметке минус 2221,6 м, что соответствует самой низкой отметке подошвы нефтенасыщенного пласта в скв. 147. С севера, юга и запада залежь ограничена литологическим экраном, с востока имеет связь с законтурной зоной. Размеры залежи - 1,8х2,0 км. Тип залежи - пластовый, литологически ограниченный.
Запасы нефти отнесены к категории А (В).
Залежь IX выявлена одной скв. 161ИГЛ. ВНК принят по подошве нефтенасыщенного пласта в скв. 161ИГЛ на абс. отметке минус 2212,5 м и подтвержден опробованием (из интервала перфорации получен приток нефти дебитом 17 т/сут (абс. отметки минус 2205,9 -2212,9 м)). Высота залежи 10,0 м. Размеры залежи - 0,5х0,6 км. Тип залежи пластовый, литологически экранированный.
Запасы нефти отнесены к категории А (В).
Залежь X вскрыта одной скв. 5ТВТ, в которой коллектор разделен на два прослоя, с суммарной нефтенасыщенной толщиной 4,2 м. Высота залежи - 9,0 м. Западная часть залежи контролируется тектоническим нарушением (восточной границей Минзитаровского грабена), остальные – литологическим экраном. Размеры залежи - 0,4х0,6 км. Тип залежи пластовый, тектонически и литологически ограниченный.
Запасы нефти отнесены к категории А (В).
Физико-химические свойства пластовых флюидов и газов
Башкирский ярус
Были отобраны пять глубинных и девять поверхностных проб из двух скважин.
Средние значения основных параметров пластовой нефти следующие: давление насыщения - 2,51 МПа, газосодержание - 12,4 м3/т, объемный коэффициент - 1,031 д. ед., динамическая вязкость - 18 мПа∙с, плотность - 883 кг/м3.
При дифференциальном разгазировании нефть имеет следующие характеристики: содержание серы - 3,21 % масс., парафинов - 4,0 %, смол силикагелевых - 16,9 %, асфальтенов - 6,25 %. Плотность при 20 оС составляет 899 кг/м3, вязкость кинематическая - 50,04 мм2/с. Объемный выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 300 оС равен 36 %.
Тип нефти по вязкости в пластовых условиях - с повышенной вязкостью; дегазированная нефть по ГОСТ Р 51858-2002 - высокосернистая, парафинистая, высокосмолистая.
В составе газа преобладают: азот - 18,85 %, метан – 9,89 %, этан – 25,36 %, пропан – 26,04 %, бутановая фракция (н-бутан+изобутан) – 9,73 %; пентановая фракция (н-пентан+изопентан) – 2,53 %. на долю остальных компонентов приходится - 7,61 %, из них СО2 – 3,91 %, сероводород - 2,69 %. По составу нефтяной газ углеводородный.
В составе разгазированной нефти преобладает октан+высшие – 76,42 %; присутствуют также метан - 0,02 %, этан - 0,66 %, пропан – 3,5 %, бутановая фракция (н-бутан+изобутан) – 4,66 %, пентановая фракция (н-пентан+изопентан) – 4,72 %. Имеется также небольшое количество углекислого газа 0,03 % и сероводород - 0,09 %. Азот - не обнаружен.
Вода охарактеризована по результатам шести проб, отобранных в процессе разработки залежи. Плотность воды в поверхностных условиях 1,154 г/см3. Минерализация 232,69 г/л. Содержание ионов кальция 3,52 г/л, магния 0,12 г/л, сульфатов 2,44 г/л. Плотность в пластовых условиях 1,154 г/см3. Объемный коэффициент – 1,000. Вязкость в пластовых условиях 1,36 мПа·с. Величина первой солености составляет 90,08-95,30 % - экв. Химический тип воды - хлоридно-кальциевый.
Пласт D2ps
Из отложений терригенного девона пашийского горизонта (пласт D2ps) отобраны 14 глубинных проб из 12 скважин и 25 поверхностных проб из 35 скважин.
Средние значения основных параметров пластовой нефти следующие: давление насыщения - 7,95 МПа, газосодержание - 63,5 м3/т, объемный коэффициент - 1,177 д. ед., динамическая вязкость - 6,63 мПа∙с, плотность - 824 кг/м3.
При дифференциальном разгазировании нефть имеет следующие характеристики: содержание серы - 2,4 % масс. Парафины, смолы силикагелевые, асфальтены не определялись. Плотность при 20 оС составляет 891 кг/м3, вязкость кинематическая - 70,12 мм2/с. Объемный выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 300 оС равен 46 %.
Тип нефти по вязкости в пластовых условиях - маловязкая; дегазированная нефть по ГОСТ Р 51858-2002 - высокосернистая.
В составе газа преобладают: азот - 8,48 %, метан – 37,84 %, этан – 27,3 %, пропан – 18,28 %, бутановая фракция (н-бутан+изобутан) – 5,1 %; пентановая фракция (н-пентан+изопентан) – 1,2 %. на долю остальных компонентов приходится - 1,8 %, из них СО2 – 1,38 %, сероводород - не обнаружен. По составу нефтяной газ углеводородный.
В составе разгазированной нефти преобладает октан+высшие – 63,4 %; присутствуют также метан - 0,09 %, этан - 1,46 %, пропан – 6,41 %, бутановая фракция (н-бутан+изобутан) – 7,45 %, пентановая фракция (н-пентан+изопентан) – 7,85 %, гексан - 6,97%, гептан - 6,35 %. Имеется также небольшое количество углекислого газа 0,02 %. Азот и сероводород - не обнаружены.
Вода охарактеризована по результатам шести проб (пласт D2ps). Плотность воды в поверхностных условиях составляет 1,190 г/см3, минерализация – 274,05 г/л. Содержание ионов кальция в воде составляет 39,7 г/л, магния 5,51 г/л, сульфатов 0,42г/л. Плотность в пластовых условиях имеет значение 1,182 г/см3. Вязкость в пластовых условиях составляет 1,16 мПа·с. Величина первой солености равна – 45,81-55,04 % - экв. Химический тип воды - хлоридно-кальциевый.
Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов
Башкирский ярус
В разрезе башкирского яруса выделяется две продуктивные пачки.
Пачка I залегает в кровельной части яруса, пачка II - ниже по разрезу на 4-16 м. Обе пачки представлены известняками органогенно-детритовыми, местами сильно доломитизированными, пористыми, пористо-кавернозными. Известняки сложены многочисленными фрагментами водорослей, раковинами фораминифер, гастропод, члениками криноидей, обломками брахиопод, мшанок, комочками и сгустками. Цемент мелко и средне-кристаллический, кальцитовый. Размер пор до 0,5 мм.
Покрышкой служат плотные известняки и аргиллиты верейского горизонта.
Керн из нефтенасыщенной части разреза отобран в двух скважинах.
Проведены исследования по определению открытой пористости (Кп) на 10 образцах керна, по определению абсолютной проницаемости по воздуху (Кпр) – на 7.
Водоудерживающая способность (Квс) - не определялась.
Среднее значение Кп образцов керна, отобранных из нефтенасыщенной части разреза – 13,1 %.
Среднее значение Кпр – 0,005 мкм2.
В плотных прослоях (перемычках) параметры не определялись.
Продуктивные отложения башкирского возраста можно отнести к низкоёмким и низкопроницаемым коллекторам.
По геофизическим данным пористость изменяется от 0,093 до 0,17 д. ед., среднее значение составляет 0,132 д. ед.
Коэффициент нефтенасыщенности принят по аналогии с турнейским ярусом - 0,7 д. ед.
Проницаемость по ГИС составляет 0.0077 мкм2.
Для проектирования рекомендуется принять коэффициенты пористости, нефтенасыщенности и проницаемости равные 0,13 д. ед., 0,7 д. ед. и 0.0077 мкм2.
По башкирскому ярусу средняя величина коэффициента продуктивности, оцененная по 11 определениям, составила – 1,496 м3/сут∙МПа (минимум – 0,311 м3/сут∙МПа по скв. 125ИГЛ, максимум – 4,0 м3/сут∙МПа по скв. 125ИГЛ), гидропроводности – 2,97 мкм2∙см/ мПа·с (три определения).
Пашийский горизонт, пласт D2ps
Пласт D2ps тимано-пашийского горизонта сложен песчано-алевролитовыми породами. Коллекторы представлены песчаниками, залегающими в пределах месторождения в виде линзовидных тел, и алевролитами. Песчаники светло-серые, бурые от нефтенасыщения, мелкозернистые, кварцевые, участками и прослоями с примесью зерен средне- и крупнопсаммитовой размерности, пористые, средней крепости, плотные, алевритистые и глинистые. Алевролиты светло-серые, желтые, кварцевые, с примесью зерен мелкопсаммитовой размерности, средней крепости. Поры сообщаются посредством узких канальцев, часть пор изолирована.
В неэффективной части пласта распространены плотные светло-серые, серые, в различной степени глинистые песчаники и алевролиты.
Покрышкой служат аргиллиты серые с зеленоватым оттенком, темно-серые до черных, оскольчатые, плитчатые.
Керн из нефтенасыщенной части разреза отобран в тринадцати скважинах.
Проведены исследования по определению открытой пористости (Кп) на 140 образцах керна, по определению абсолютной проницаемости по воздуху (Кпр) – на 99.
Водоудерживающая способность (Квс) - не определялась.
Среднее значение Кп образцов керна, отобранных из нефтенасыщенной части разреза – 14,1 %.
Среднее значение Кпр – 0,244 мкм2.
В плотных прослоях (перемычках) параметры не определялись.
Продуктивные отложения пашийского возраста можно отнести к среднеёмким и среднепроницаемым коллекторам.
По геофизическим данным пористость изменяется от 0,112 до 0,170 д. ед., среднее значение составляет 0,143 д. ед.
Коэффициент нефтенасыщенности изменяется от 0,71 до 0,93 д. ед., среднее значение составляет 0,850 д. ед.
Проницаемость по ГИС составляет 0,109 мкм2.
Для проектирования рекомендуется принять коэффициенты пористости, нефтенасыщенности и проницаемости равные 0,14 д. ед., 0,850 д. ед. и 0.109 мкм2.
По терригенному девону (пласт D2ps) средняя величина коэффициента продуктивности, оцененная по 18 определениям, составила 7,959 м3/сут∙МПа (минимум – 0,11 м3/сут∙МПа по скв. 146ТВТ, максимум – 35,0 м3/сут∙МПа по скв. 162ИГЛ), гидропроводности – 29,2 мкм2∙см/ мПа·с.
Анализ результатов проведенных исследований скважин показывает, что наиболее продуктивными являются залежи терригенного девона (пласт D2ps).
Лабораторные исследования по изучению вытеснения нефти водой для продуктивных коллекторов Ильинского месторождения не проводились.
Для определения коэффициентов вытеснения из продуктивных пластов в качестве аналогов были использованы обобщенные данные экспериментов, полученные ранее в институте «БашНИПИнефть» по одновозрастным отложениям ряда месторождений Башкирии.
Для проектирования предлагаются следующие коэффициенты вытеснения по продуктивным объектам (д. ед.):
- башкирский ярус - 0,393;
- пашийский горизонт - 0,517.
Опыты по определению относительных фазовых проницаемостей (ОФП) на кернах продуктивных отложений Ильинского месторождения не проводились.
В качестве аналогов для всех продуктивных пластов были использованы результаты экспериментов по изучению ОФП, полученные ранее в институте «Гипровостокнефть» в соответствии с ОСТ 39-235-89.
Запасы углеводородов
Ильинское месторождение было открыто в 1957 г. В поисковой скв. 5ТВТ при опробовании пласта D2ps пашийского горизонта был получен приток нефти.
В 1995 г. был выполнен подсчет запасов нефти и утвержден ЦКЗ (протокол № 104, от 9 апреля 1996 г.). Запасы были отнесены к промышленным категориям ВС1 и к забалансовым (запасы пластов C1t1, C1t3, C1t4 турнейского яруса и часть запасов пласта D2ps).
В 1997 г все забалансовые запасы были поставлены на баланс ВГФ (протокол ЦКЗ № 161 от 25.03.1997 г).
По состоянию на 01.01.2016 г. на Ильинском месторождении по категориям В+С1 числится 3834 тыс.т начальных геологических и 532 тыс.т извлекаемых запасов.
По категории В числится начальных геологических/извлекаемых запасов нефти 1573/306 тыс.т.
По категории С1 числится начальных геологических/извлекаемых запасов нефти 2261/226 тыс.т.
Категория В в структуре начальных геологических/извлекаемых запасов нефти занимает 41,0/57,5 %.
Суммарная добыча нефти с начала разработки составила 376 тыс.т.
Остаточные геологические/извлекаемые запасы нефти составляют:
- по категориям В+С1 - 3458/156 тыс.т.
Текущий КИН по месторождению 0,098 д. ед.
По состоянию на 01.01.2016 г. месторождение разрабатывается согласно "Дополнению к технологической схеме разработки Ильинского нефтяного месторождения", утверждённого ЦКР Роснедр по УВС (протокол № 6351 от 25.11.2015 г.). Согласно протоколу по пашийскому объекту разработки (пласт D2ps) принят КИН - 0,324 д.ед, по башкирскому объекту разработки (пласт С2b) – 0,250 д.ед, по всем остальным объектам КИН оставлен без изменения.
Источник: Оперативное изменение извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти Ильинского нефтяного месторождения. Республика Башкортостан. Лицензия УФА 11801 НЭ. Договор БНФ/у/54/799/16/ГЕО, тема 4683. Трофимов В.Е., Денисламова А.Х., Зубик О.И., и др. 2016
Следующее Месторождение: Мушакское