Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1980
Источник информации: ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 63.47 км²
Уньвинское месторождение
Уньвинское месторождение было открыто в 1980 г. Введено в пробную эксплуатацию в 1981 г., в промышленную разработку – в 1983 г.
Ближайшими месторождениями являются Сибирское, Шершневское, им. Архангельского, Чашкинское, Юрчукское, Бельское, Гежское.
Месторождение расположено на территории Березниковско Соликамского территориально-производственного комплекса, основанного на добыче и переработке калийных солей Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС).
Промышленная нефтеносность приурочена к карбонатным отложениям турнейско-фаменского, башкирско-серпуховского и верейского возраста и к терригенным визейским отложениям бобриковского и тульского горизонтов (рис. 1,2).
Рис.1. Схематический разрез пластов девонских отложений по линии скважин 616-290-281-485-360-646-361-100-494-486-489-488-487-402-475-252 Уньвинского месторождения
Рис. 2. Структурная поверхность по кровле продуктивного пласта Бш Уньвинского месторождения
Краткая геологическая характеристика
В региональном тектоническом плане Уньвинское месторождение расположено в Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба. Месторождение приурочено к локальным поднятиям, осложняющим Уньвинский органогенный палеовыступ в осевой зоне ККСВ. Поднятия являются структурами облекания двух рифовых массивов островного типа - Уньвинского, осложненного собственно Уньвинским, Восточным, Юго-Восточным поднятиями, и Палашерского.
Отмечается несоответствие структурных планов по кровле девонских терригенных отложений по ОГШ и вышележащих каменноугольных отложений по ОГП и ОП.
Геологический разрез месторождения представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной, пермской систем и четвертичными отложениями. Особенностью разреза является увеличенная мощность осадочного чехла, вскрытая толщина осадочных отложений составляет 2912 м, присутствие пластов каменной соли позднепермского возраста толщиной до 160 м, развитие мощной карбонатной позднедевонско-турнейской рифогенной толщи.
Геолого-промысловая характеристика залежей
В соответствии с особенностя ми тектонического строения в составе месторождения выделяются четыре поднятия: Уньвинское, Палашерское, Восточное и Юго-Восточное. Уньвинское поднятие является основным по запасам, добыче нефти и по количеству объектов разработки.
Промышленные залежи нефти установлены в каменноугольных отложениях карбонатного турнейско-верхнедевонского комплекса (пласт Т-Фм), в нижнекаменноугольных терриrенных отложениях тульского (пласт Тл2-а). бобриковского (пласт Бб) горизонтов среднекаменноугольных карбонатных отложениях башкирско-серпуховского комплекса (пласт Бш-Срп) и верейского горизонта (пласты В3, В4).
Пласт Т-Фм литологически сложен рифогенными известняками.
Залежи нефти приурочены ко всем четырем поднятиям. Пласт характеризуется высокой неоднородностью как по толщине проницаемых прослоев, так и по их простиранию, тип залежей пластово-массивный.
Размеры залежей составляют от 1,7х 1,2 км до 6,0 х 5,0 км.
Пласт Бб представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Пласт содержит до четырех песчаных пачек, разделенных глинистыми прослоями незначительной толщины. В ряде скважин прослеживается слияние проницаемых пачек в единый монолитный пласт. Промышленная нефтеносность пласта Бб установлена на всех четырех поднятиях.
На Уньвинском и Палашерском поднятиях залежь пласта Бб пластового сводового типа с узкой водонефтяной зоной на северозападе и более широкой на юго-востоке. На Восточном поднятии залежь нефти пластовая сводовая, водоплавающая. На ЮгоВосточном поднятии - пластовая сводовая, литологически экранированная.
Количество пропластков, слагающих пласт Бб, изменяется от 1 до 13, этаж нефтеносности - от 18 до 89 м. Размеры залежей варьируют от 2,8 х 0,9 км до 6,6 х 5 3 км.
Пласт Тл2-апредставлен песчаниками, литологически не выдержан по площади и разрезу месторождения. Промышленная нефтеносность установлена на Уньвинском, Палашерском, Восточном и Юго-Восточном поднятиях. Залежи пласта Тл2-а относятся к пластовому сводовому типу, литологически экранированные. Коллектор пласта содержит от 1 до 6 проницаемых прослоев толщиной от 0,6 до 8,8 м.
В центральной части Восточного поднятия песчаник замещен плотными породами. На Уньвинском и Палашерском поднятиях зона увеличенных толщин песчаников приурочена к северо-западному участку свода. Этаж нефтеносности залежей нефти составляет от 12 до 75 м, размеры залежей - от 2,2 х 1,2 км до 6 х 5 км.
Пласт Бш-Срп. Промышленные залежи нефти пласта Бш-Срп приурочены к Уньвинскому, Палашерскому и Юго-Восточному поднятиям. Разрез отложений башкирско-серпуховской толщи литологически представлен чередованием плотных глинистых и проницаемых известняков, реже доломитов. Проницаемые части разреза сложены сложнопостроенными трещиноватыми и кавернозными карбонатными коллекторами.
Залежи нефти пластового и пластово-массивного типа. Этаж нефтеносности изменяется от 19,5 до 74,9 м и размеры залежей от 1,2 х 2,3 км до 6,3 х 5,2 км.
Пласты В3, В4 нефтеносносны на Уньвинском и Палашерском поднятиях. Пласты В3, В4 литологически представлены известняками, известковистыми песчаниками. Коллектор распространен неповсеместно, максимально развит в западной части месторождения. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 3,3 м. Обе залежи пластового сводового типа, литологически экранированные, с незначительной водонефтяной зоной. Этаж нефтеносности составляет 61,5...68,3 м, размеры залежей от l,6 x l,0 км до 2,5 х 4,4 км.
Коллекторские свойства продуктивных пластов изучены с помощью комплекса исследований, включающих лабораторные анализы керна, интерпретацию материалов ГИС и промыслово-гидродинамические исследования скважин. Анализами керна представлено 76 скважин. В общей сложности по всем продуктивным пластам, включая плотные разности пород, выполнено 3825 определений пористости, из них 1865 анализов из продуктивных нефтенасыщенных интервалов, и 3039 определений проницаемости, из них 1613 анализов из продуктивных нефтенасыщенных интервалов. Широко представлена информация о коллекторских свойствах по ГИС.
Емкостная характеристика продуктивных пластов оценивалась по результатам интерпретации 2023 нефтенасыщенных интервалов. Коэффициент вытеснения нефти водой определялся в лабораторных условиях в соответствии с требованиями ОСТа 39-195-86.
Физико-химические свойства нефти и газа месторождения изучены по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных в ООО "ПермНИПИнефть". Нефти Уньвинского месторождения легкие, маловязкие. По товарной характеристике они малосернистые и сернистые, смолистые, парафинистые. Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов представлена в табл. 1.
Таблица 1. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Уньвинского месторождения
История проектирования систем разработки
Месторождение введено в пробную эксплуатацию в 1981 г., в промышленную разработку в 1983 г.
Разбуривание площади поисково-разведочными скважинами проводилось с 1977 г., эксплуатационными, в соответствии с технологической схемой, с 1986 г.
В 1985 г. составлен первый проектный документ - "Технологическая схема разработки Уньвинского нефтяного месторождения".
В соответствии с проектом на месторождении выделено три объекта разработки - турнейско-фаменский, яснополянский (объединяющий пласты Тл и Бб) и башкирско-верейский. В работе предусматривалась трехрядная блоковая система разработки с расстоянием между скважинами и рядами 400 м для пластов Т-Фм и Бш-Срп и 500 м для пласта Бб. На месторождении планировалось пробурить 395 скважин, в том числе добывающих - 241, нагнетательных - 101, резервных - 48 и оценочных - 5. Общий фонд составлял 440 скважин.
В западной части месторождения, расположенной в пределах 500- метровой охранной зоны и Романовского участка Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС), размещение скважин не проводилось.
На базе запасов нефти, уточненных по результатам бурения и эксплуатации месторождения, составлена "Уточненная технологическая схема разработки Уньвинского месторождения". В дополнение к действующим скважинам предусматривалось бурение 266 добывающих, 129 нагнетательных скважин. Общий проектный фонд составлял 449 скважин (в том числе 48 резервных и 6 контрольных).
В 2003 г., на основе материалов нового подсчета запасов (ГКЗ, 2003 г.), составлен "Проект разработки Уньвинского нефтяного месторождения".
На дату составления документа проектная система разработки сформирована только по башкирско-верейскому и турнейско- фаменскому объектам разработки. На яснополянском объекте система поддержания пластового давления организована не в полном объеме, что связано со сложностью освоения скважин под закачку. Также неразбуренными остались участки месторождения, находящиеся в границах промышленных запасов калийных солей.
Согласно проекта разработки предусмотрено усиление существующей системы IПIД путем организации новых очагов закачки, уплотнение сетки скважин за счет бурения вторых стволов и возврата в действующий фонд скважин, находящихся в простое и консервации, бурение наклонно направленных скважин на участках, находящихся под запасами Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС).
История разработки месторождения
Уньвинское месторождение введено в разработку в 1981 г.
С 1985 г. организована система поддержания пластового давления. В 1993 г. после бурения основной части проектного фонда скважин достигается первый максимум добычи (1317 тыс. т). С 2005 г. на месторождении активно проводится бурение боковых стволов, вывод скважин из бездействия, оmимизация работы действующих скважин.
Это приводит к новому росту добычи (до 1385,1 тыс. т в 2007 г.) (рис. 3). Эксплуатационное бурение по месторождению не завершено, оставшийся для бурения фонд скважин составляет 34 единицы.
Рис.3. График разработки Уньвинского месторождения
Максимальный темп отбора извлекаемых запасов достигнут в 2007 г. и составил 3,7 %.
В настоящее время, после 27 летнего периода эксплуатации, месторождение продолжает находиться на второй стадии разработки.
Текущие технологические показатели разработки месторождения: темп выработки от НИЗ - 3,7 %, обводненность - 30,2 %, выработка- 71 ,3 % от НИЗ, ВНФ - 0,28. Общий фонд составляет 342 добывающие и 84 нагнетательные скважины, из которых действующих добывающих - 276 скважин, нагнетательных - 66 скважин.
Одним из наиболее сложных объектов разработки Уньвинского месторождения является пласт Т+Фм. Для пласта характерны высокая расчленённость, литолого-фациальная неоднородность, развитие коллекторов порово-кавернозного, порово-трещинного и трещинно-кавернозного типов. Разработка турнейско-фаменской залежи сопровождалась таким и осложнениям и, как преждевременное обводнение добываемой продукции, резкое с нижение продуктивности добывающих скважин и т.д. Это обусловило неравномерную выработку запасов.
С целью повышения эффективности разработки объекта Т+Фм применялись следующие методы интенсификации: разработка продуктивных отложений скважинам и с открытым забоем, регулирование темпов закачки, обработка скважин различными кислотными составами.
Бобриковский пласт является основным по запасам. В целом, выработка запасов ведется эффективно, однако отмечаются участки с низким темпом выработки запасов. Так, по значительной части нагнетательного фонда, работающего на бобриковский пласт, отмечается снижение приемистости или скважины не были освоены. Для решения данной проблемы на объекте широко применяют методы гидроразрыва пласта и гидровоздействия. Не вовлечены в разработку запасы нефти части залежи, находящейся в пределах 500-метровой охранной зоны и Романовского участка калийных солей ВКМКС.
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: Карнашовское