Класс Месторождения: Уникальное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1945
Источник информации: РГФ_2022г.+ПП_2022г.+ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 290.94 км²
Мухановское месторождение
- Приурочено к одноименному субширотному валу в пределах Мухано-Ероховского прогиба.
- Открыто – 1945 (нефть в кунгурском ярусе), 52-55 (карбон и девон).
- Морфология – удлиненная асимметричная брахиантиклиналь с пятью куполами. Северное крыло – 11-13о, южное 2,5-3о.Подошва фундамента – 3100 м. Структура постседиментационная - (послепалеозойская).
- Нефти легкие (девон 0,8-0,84, карбон и кунгур 0,84-0,86), малосернистые (девон 0,3-0,7%) и сернистые (карбон 1,3-1,6%, кунгур 1,8-2,1%), высокопарафинистые (девон 4,6-6,0%, карбон 7,5-8,9%, кунгур 3,1-3,3%), газовый фактор: девон – 120-399 м3/т, карбон, кунгур – 41-70.
Резервуары: девон, нижний карбон – разнозернистые песчаники с прослоями алевролитов и плотных глин, разделяющих пласты на отдельные слои. Пласты выдержанные (за исключением С-IV – линзовидный). Мощности – до 100 м, эффективные нефтенасыщенные – до 36 м. Пористость 2-25%, проницаемость – 700-3500 мД (нижний карбон значительно лучше, чем девон). Залежи пластовые. ВНК в некоторых пластах наклонен на север (2-4 м) и восток (8-9 м). Дебиты до 215-340 т/сут.
Кунгур, казанский ярус (калиновская свита) – доломиты, участками ангидритизированные, тонкопористые, трещиноватые и кавернозные. Пористость – 2,3-31%, проницаемость 73-195 мД (кунгур лучше). Мощности пластов 1-17 м, эффективная нефтегазонасыщенная – до 9,5м. Залежи массивные. ВНК наклонен в северном и восточном направлениях. (Кунгур выработан в 1955, калиновский газ в консервации).
Три основных объекта разработки: 1-й – Пласты С1 и С1’, 2-й – С2, С3, С4а и С4б, (все визе) 3-й – Д1, Д2, Д3’, Д3, и Д4. Особенность продуктивного разреза на месторождении – легкая размываемость при бурении глинистых перемычек между пластами карбона с образованием больших каверн и поступление в нефтеносные горизонты вод из подстилающих/вышезалегающих водоносных частей других пластов (например, в пласты С2 и С3 из нижней части С1).
Продуктивные пласты 2 и особенно 3-го объектов обладают сложным литологическим строением – замещение, создающее прерывистость пласта
Структурная карта по кровле продуктивного пласта Д-II пашийского горизонта (вверху) и профильный разрез продуктивной толщи девона (внизу)
1-й объект (пласт С1 наиболее крупная залежь). Толщина 32-74 м, нефтенасыщенная в своде 51,2 м. Максимальный уровень добычи до 4,5 млн.т/год (1957-1963 гг.), при дебитах 250-300 т/сут.
2-й объект разработки – визе. Все пласты разрабатывались совместно. Схема разработки - внутриконтурное заводнение и разрезание сперва на 6, а затем на 8 блоков (6 поперечных разрезающих рядов), для каждого самостоятельная сетка.
Максимальный уровень добычи 2млн.т/год
3-й объект разработки – девон. Пласты девона имеют сложное литологическое строение – каждый из них разделяется на несколько пропластков, имеющих часто линзовидное строение.
Схема разработки – вначале законтурное заводнение (неэффективно), затем – разрезание 5 рядами и применение очагового заводнение.
Разработка всех пластов объекта совместно оказалась малоэффективной.
Выработанность основных залежей месторождения 90-97%, обводненность продукции 90-95%.
курс «НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ СНГ», Геология и нефтегазоносность ВОЛГО-УРАЛЬСКОГО НГБ, С. В. Фролов, 2015
Следующее Месторождение: Южная Оха