Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1957
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 26.08 км²
Шумовское месторождение
Шумовское месторождение было открыто в 1957 г., ведено в эксплуатацию в 1986 г.
Промышленная нефтеносность установлена в визейских терригенных отложениях (пласты Тл2-а, Тл2-б, Бб), в башкирских (пласты Бш1, Бш2), верейских (пласт В3В4), каширско-гжельских (пласты К, Пд), нижнепермских (пласты См1, См2) карбонатных отложениях (рис. 1,2).
Рис.1. Схематический разрез среднекаменноугольных отложений по линии скважин 208-41-54-137-133-32-71-165-62-58-55-53-248-5 Шумовского месторождения
Рис.2. Структурная поверхность по кровле продуктивного пласта Пд Шумовского месторождения
Краткая геологическая характеристика
В тектоническом отношении месторождение расположено в северной части Верхнекамской впадины и приурочено к Шумовскому рифогенному массиву в осевой зоне ККСВ, осложненному пятью поднятиями: Кардопольским, Букорским, Северо-Шумовским, Шумовским и Западно-Шумовским. Размеры массива 7,5 х 3,9 км.
Геологический разрез Шумовского месторождения изучен по материалам структурных, поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин от четвертичных до вендских отложений. Максимальная вскрытая глубина 2285 м.
Геолого-промысловая характеристика залежей
На Шумовском месторождении промышленно-нефтеносными являются (снизу вверх) терригенные пласты Бб, Тл2-б, Тл2-а и карбонатные пласты Бш2, Бш1, пласт В3В4, пласты К, Пд, пласты См2, См1.
Пласт Бб. От вышележащего пласта Тл2-б бобриковский пласт отделен аргиллитовым прослоем толщиной 1,8...9,5 м, чаще до 5 м.
Общая толщина пласта в среднем составляет 10,1 м. Пласт представлен песчаниками и алевролитами, проницаем во всех скважинах.
Эффективная толщина пласта изменяется от 0,8 до 35,0 м. Количество проницаемых прослоев 1-8, чаще 2-5. Средняя глубина пласта- 1441 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,69, расчлененности - 3,4.
Пласт промышленно нефтеносен на Шумовском (район скв. 10 и 7), Западно-Шумовском, Кардопольском и Букорском поднятиях.
На Шумовском поднятии залежи пластовые сводовые, размеры -0,9 x l,6 км, высота- 9...16 м.
На Западно-Шумовском поднятии залежь пластовая сводовая, размеры ее 0,8х0,7 км, высота - 5 м.
На Кардопольском - залежь пластовая сводовая, размеры ее l,5 x l,0 км, высота- 10 м. На Букорском поднятии залежь пластовая сводовая, размеры ее 0,9 x l,0 км, высота - 10 м.
Пласт Тл2-б. Отделяется от вышележащего пласта плотным аргиллитовым разделом толщиной 1...7 м. Общая толщина пласта в среднем составляет 5,6 м. В пласте выделяется от 1 до 6 проницаемых прослоев, чаще 2- 3, толщиной 0,6...5 м. Пласт имеет повсеместное распространение и лишь в одной скважине он замещен плотным и породами. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,8 до 7,0 м. Средняя глубина пласта - 1411 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,7, расчлененности - 2,3.
Промышленная нефтеносность пласта установлена в 9 скважинах на Шумовском, в 3 скважинах на Западно-Шумовском и в 2 скважинах на Кардопольском поднятиях.
На Шумовском поднятии залежь пластовая сводовая, размеры ее 4,l x l,2 км, высота -28 м. На Западно-Шумовском поднятии залежь пластовая сводовая, размеры ее 1, 7х 1, 1 км, высота - 20 м.
На Кардопольском- залежь пластовая сводовая, размеры ее l,3 x l,2 км, высота - 4 м.
Пласт Тл2-а. Залегает в кровле терригенной части тульского горизонта, покрышкой его служат аргиллиты толщиной до 4 м и карбонаты тульского и окского горизонтов. Пласт сложен песчаникам и и алевролитами, представлен одним проницаемым прослоем толщиной 0,6...2,2 м. В 35 скважинах (44 %) пласт замещен плотными породами.
Средняя глубина пласта - 1405 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,99, расчлененности - 1,0. Промышленная нефтеносность пласта установлена по результатам опробования 4-х скважин (56, 60, 77, 80), где получена безводная нефть дебитом от 1,7 до 7,4 т/сут, в 6 скважинах испытание было совместным с пластом Тл2-б. Дебит нефти последних составил 1,6...46,4 т/сут.
В пласте выделено пять самостоятельных литологических экранированных залежей.
Водонефтяной контакт залежей Шумовского и Западно-Шумовского поднятий принят на абсолютной отметке -1229 м. Размеры залежей равны: в районе с кв. 60- 1,3 х 0,6 км, в районе с кв. 10 - l,0 x l,4 км, в районе скв. 84 - 1,6 х 0,5 км, в районе скв. 28 - 1,1 х 0,4 км, высота - 8 ... 24 м. Площадь водонефтяной зоны залежи на Шумовском поднятии составляет 6,3%, на Западно-Шумовском - 6,2% от общей.
На Кардопольском поднятии водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1224 м. Размеры залежи - 0,6 х 1,0 км, высота - 2 м. Площадь водонефтяной зоны залежи составляет 8, 7 % от общей.
Пласт Бш1. Проницаемый пласт залегает на 1...4 м ниже стратиграфической кровли яруса, непосредственно под уплотненными породами.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -944 м для Шумовского, Западно- и Северо-Шумовского поднятий и -94 7 м для Кардопольского и Букорского поднятий.
Залежь пластовая сводовая, единая по всем поднятиям, размеры ее 3,2х6,7 км, высота - 30 м. Площадь водонефтяной зоны составляет 9 % от общей, глубина залегания пласта - 1156 м. Общая толщина пласта Бш1 изменяется от 0,8 до 7,8 м, в среднем - 4,8 м. Эффективная толщина варьирует от 0,8 до 5,8 м. Коэффициент песчанистости равен 0,66, расчлененности -2,9.
Пласт Бш2. От вышележащего пласта Бш1 отделяется толщей глинистых известняков от 2 до 5 м. Водонефтяной контакт для Шумовского и Западно-Шумовского поднятий принят на абсолютной отметке -944 м. Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая, размеры ее 1,8 х 4 км, высота - 22 м. На Кардопольском и Букорском поднятиях ВНК утвержден на отметке -94 7 м.
Залежь пластовая сводовая, водоплавающая, ее размеры - 2,6 х 0,8 км, высота - 7 м. Средняя глубина залегания пласта - 1172 м.
Общая толщина пласта изменяется от 0,6 до 22,4 м, в среднем - 9,3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует от 0,4 до 11 м. Коэффициент песчанистости равен 0,47, расчлененности-3,9.
Пласт В3В4. В разрезе верейского горизонта, в нижней его части, выделяются два нефтенасыщенных пласта: В3 и В4. Пласты хорошо выдержанные и имеют повсеместное распространение.
Промышленная нефтеносность верейской залежи установлена результатами испытаний в 50 скважинах. Дебиты безводной нефти составили от 1,7 до 20,2 т/сут. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 935 м является единым для вех поднятий.
Залежь пластовая сводовая, размеры ее 3,2х7 км, высота - 40 м. Площадь водонефтяной зоны составляет 26 % от общей. Средняя глубина пласта- 1145 м.
Общая толщина верейского пласта изменяется от 2, 7 до 16,6 м, в среднем составляя 13,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 1,6 до 8,6 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,41, расчлененности - 4,6.
Пласт К. Проницаемый пласт прослеживается в подошве каширского горизонта, представлен, в основном, органогенными известняками.
Пласт распространен повсеместно. Общая толщина пласта в среднем составляет 4,7 м, эффективная - 1,2 ... 6,0 м. В пределах пласта выделяется 1-7 проницаемых прослоев толщиной 0,4...2,6 м. Средняя глубина пласта-1103 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,66, расчлененности - 3,0.
Каширский пласт опробован через колонну в 13 скважинах, дебиты безводной нефти находятся в пределах от 0,9 до 14,5 т/сут. Водонефтяной контакт принят единым для всех поднятий на абсолютной отметке -887 м.
Залежь пластовая сводовая, размеры ее 3, 1х6,7 м, высота - 32 м. Площадь водонефтяной зоны составляет 9,4 % от общей.
Пласт Пд. Проницаемый пласт, приуроченный к подошве подольского горизонта представлен известняками и доломитами и имеет повсеместное распространение.
Общая толщина пласта составляет в среднем 11 м, эффективная изменяется от 1 до 8,2 м. В разрезе пласта выделяется до 12 проницаемых прослоев толщиной 0,4...5,0 м. Подольский пласт опробован через колонну в 15 скважинах: во всех получена безводная нефть.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке-812 м.
Залежь объединяет все поднятия, является пластовой сводовой, размеры 3,3 х 7 км, высота-30,5 м. Площадь водонефтяной зоны составляет 60% от общей. Средняя глубина пласта 1027 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,48, расчлененности - 5,0.
Пласты См2 и См1 представлены известняками и доломитами, имеют повсеместное распространение. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 380 ми является единым для обоих пластов и всех поднятий.
Пласт См2. От вышележащего пласт См2 отделяется уплотненным разделом толщиной 3...20 м, чаще в пределах 10...15 м. Общая толщина нижнего сакмарского пласта составляет в среднем 18,1 м, эффективная изменяется от 0,8 до 11,2 м. В пределах нефтенасыщенной части пласта выделяется 2-14 проницаемых прослоев толщиной 0,4...2,2 м. Средняя глубина пласта - 567 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,3, расчлененности-6,25.
Залежь пластовая сводовая, водоплавающая, размеры ее равны 3,l x 6,7 км, высота - 28 м. Промышленная нефтеносность сакмарских пластов установлена результатами испытаний в 8 скважинах.
Дебиты безводной нефти составили 5,46...7,2 т/сут.
Пласт См1. Общая толщина пласта составляет в среднем 11,2 м, эффективная изменяется от 2,2 до 8,0 м. В пределах пласта выделяется 2-10 проницаемых прослоев толщиной 0,4 ... 3,4 м. Средняя глубина пласта - 546 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,43, расчлененности - 5,3.
Промышленная нефтеносность пласта установлена результатами испытаний в 5 скважинах. Дебиты безводной нефти изменяются от 0,6 до 5,46 т/сут. Залежь пластовая, сводовая, размеры 4,3х7,0 км, высота - 50 м. Площадь водонефтяной зоны составляет 17 % от общей.
История проектирования систем разработки
Шумовское месторождение открыто в 1957 г.
Первым проектным документом на разработку месторождения стала "Технологическая схема разработки Шумовского месторождения", 1984 г. В работе обосновано выделение 4 объектов разработки в бобриковских (пласт Бб), тульских (пласт Тл), верейских (пласт В3В4) и сакмарских (пласт См1,2) отложениях. Разработка каждого объекта предусмотрена самостоятельной сеткой скважин 350 х 350 м при законтурном заводнении объекта Бб и площадном заводнении по обращенной семиточечной системе объектов Тл, В3В4. На объект См1,2 с повышенной вязкостью нефти запроектировано два опытных очага.
В 1988 г. по результатам бурения выявлены и поставлены на баланс промышленные запасы башкирских отложений (пласт Бш).
"Дополнение к технологической схеме разработки Шумовского месторождения" рекомендовало разрабатывать объект при внутриконтурном заводнении с разрезанием залежи на блоки и размещение скважин по сетке 400х400 м.
В 1991 г. поставлены на баланс запасы нефти пластов К, Пд. Для ввода объектов в промышленную эксплуатацию выполнена "Технологическая схема разработки каширской и подольской залежей Шумовского месторождения" Эксплуатация объекта рекомендована при однорядной системе разработки с размещением добывающих скважин по сетке 400 х 400 м и совместным вскрытием пластов К, Пд.
Система поддержания пластового давления самостоятельная на каждый пласт, расстояние между нагнетательными скважинами разноименных пластов - 200 м. Кроме того, в работе запроектирована опытно-промышленная эксплуатация сакмарского объекта с бурением трех очагов скважин с горизонтальными стволами.
В процессе сейсморазведочных работ, поисково-разведочного бурения установлена промышленная нефтеносность северной части месторождения - Кардопольского и Букорского поднятий. "Дополнение к технологической схеме разработки Шумовского месторождения", 1992 г. рекомендовало систему разработки объектов Пд, К и В3В4 в соответствии с принятой на основной площади, для пласта Бш - очаговое заводнение с размещением скважин по сетке 350 х 350 м.
В действующем проектном документе "Дополнении к технологической схеме разработки Шумовского месторождения" 2006 г. обосновано выделение 6 объектов разработки Бб, Тл, Бш, В3В4, К+ Пд, См.
Совершенствование технологии разработки рекомендовалось за счет уплотнения сетки скважин путем бурения новых или приобщения пластов в ранее пробуренном фонде; усиления системы ППД в северной части месторождения; проведения совместной добычи и закачки на объекте К+Пд при размещении скважин по 9-точечной обращенной системе с расстоянием 400 м и теплового воздействия на объекте См при аналогичной схеме размещения скважин и расстоянии 300 м. Общий фонд скважин - 591, в том числе для бурения - 266 скважин.
История разработки месторождения
Шумовское месторождение разрабатывается с 1986 г., когда в пробную эксплуатацию вступили разведочные скважины объектов Бб, Тл, В3В4.
В промышленной эксплуатации находятся шесть эксплуатационных объектов: два в терригенных коллекторах - объект Бб, объект Тл, и пять в карбонатных - объект Бш, объект В3В4, объект Пд+К, объект См. Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов приведены в табл.1.
Таблица 1. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Шумовского месторождения
Эксплуатационное бурение на месторождении проводилось в соответствии с проектными документами поэтапно, по мере доизучения площади месторождения: 1986-1997 гг. - на Шумовском, Западно- Шумовском, Северо-Шумовском поднятиях; 1997 г. - на Букорском, в 2000-2001 гг. -на Кардопольском поднятиях.
На 01.01.2009 г. на Шумовском месторождении числится 342 скважины, из нихдобывающих-251, нагнетательных-79.
Текущая плотность разбуривания площади составила 7,9 га/скв. По разрезу продуктивные пласты сеткой скважин покрыты неравномерно, практически полностью разбурены (на 80...90 %) нижние терригенные (Бб, Тл) и карбонатные объекты (Бш, В3В4). Объекты К+Пд, См, приуроченные к недонасыщенным коллекторам, вовлечен ы в разработку единичными скважинами.
За 23-летний период разработки месторождения под добычей нефти эксплуатировалось 295 скважин. Пробуренный фонд скважин по разрезу распределился в следующем порядке: объект Бб пребывали в эксплуатации 6,3% скважин, объект Тл - 14, 7 %, объект Бш - 26,8 %, объект В3В4 - 32,3 %, объект К - 7,2 % (в т.ч. 36 % совместно с объектом Пд), объект Пд - 6,9 % (в том числ е 37,5 % совместно с объектом К), объект См - 5,8 %.
Динамика фонда скважин и основных показателей разработки месторождения приведена на рис. 3.
Рис.3. График разработки Шумовского месторождения
До 2000 г. закачка воды проводилась периодически в единичные скважины. Позднее началось интенсивное формирование системы ППД: увеличилось количество нагнетательных скважин и объемы нагнетаемой воды. Максимальный годовой объем воды закачан в продуктивные отложения в 2005 г.
Максимальная добыча нефти при темпе отбора 1,8 % от НИЗ, получена в 2002 г. после завершения эксплуатационного бурения. Стабильный уровень сохранялся в течение трех лет, что связано с усилением системы поддержания пластового давления, организацией дополнительных очагов заводнения и увеличением объемов нагнетаемой воды.
В последующие годы (2004-2006 гг.) динамика годовой добычи нефти имела тенденцию к снижению из-за роста темпов обводнения скважин.
С целью стабилизации добычи нефти в 2007- 2008 гг. в добывающих и нагнетательных скважинах проводились различные геолого-технологические мероприятия (зарезка боковых стволов, дострелы, радиальное бурение, обработки составам и ДН9010, КСПЭО). Такой подход позволил не только стабилизировать добычу нефти, но и несколько прирастить темпы отбора при снижении добычи жидкости.
В 2008 г. добыча нефт и по месторождению составила 1,4 % от НИЗ, Наблюдается повышение (на 4,3%) уровней добычи нефти при снижении отбора жидкости. Весь эксплуатационный фонд на месторождении механизирован, основной объем добычи (89%) обеспечивался скважинам и, оборудованными ШГН.
Сначала разработки на месторождении добыча нефти составила 28 % от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения по месторождению - 0,095. Текущая обводненность продукции на месторождении - 71,1%. Месторождение находится на третьей стадии разработки.
Распределение текущего значения нефтенасыщенности башкирского и верейского объектов приведено на рис. 4,5.
Рис. 4. Распределение текущей нефтенасыщенности за период истории разработки. Обьект В3В4 Шумовское месторождение
Рис. 5. Распределение текущей нефтенасыщенности за период истории разработки Обьект Бш. Шумовское месторождение
Источник: Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. - М: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010, 335 с.
Следующее Месторождение: Тагульское