Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1971
Источник информации: РГФ-23
Метод открытия:
Площадь: 29.02 км²
Мало-Усинское нефтяное месторождение
Месторождение открыто в 1971 г. Введено в промышленную разработку в 1987 г.
Ближайшими нефтяными месторождениями являются: Кустовское, Андреевское.
Промышленные залежи нефти установлены в терригенных девонских отложениях (пласты Д0, Д1, Д2-а) и в нижнекаменноугольных пластах радаевского горизонта визейского яруса (пласты Мл1, Мл2).
Краткая геологическая характеристика
В тектоническом отношении месторождение расположено в южной части Верхнекамской впадины. Месторождение приурочено к одноименной линейной структуре северо-северо-западного простирания, вытянутой вдоль восточного крыла Куединского вала, и относится к структурам тектонического типа среднедевонского заложения.
Относительно Камско-Кинельской системы впадин месторождение находится в осевой зоне.
Геологическое строение Мало-Усинского месторождения изучено по материалам бурения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин и сейсморазведочных работ МОГТ (1957, 1971 гг.) и 30 (2005 г.). Литолого-стратиграфический разрез отложений на Мало-Усинском месторождении вскрыт скважинами до глубины 2336 м (в скв. 44 вскрытая толщина вендского терригенного комплекса составила 136 м). Осадочный чехол в районе месторождения представлен рифейскими, вендскими, палеозойскими и четвертичными отложениями и залегает на размытой поверхности кристаллического фундамента.
Геолого-промысловая характеристика
На Мало-Усинском месторождении промышленно нефтеносными являются нефтегазоносные комплексы: верхнедевонский терригенный (пласты Д2-а муллинского горизонта, Д1 пашийского горизонта, Д0 тиманского горизонта) и нижне-средневизейский терригенный (пласты Мл2 и Мл1 радаевского горизонта). В литологическом отношении коллекторы представлены кварцевым и песчаниками средне-мелкозернистыми, реже - алевролитам и крупнозернистыми.
Рис. 1. Схематический разрез девонских терригенных отложений по линии с кв. 44- 123- 119-120-121-45 Мало-Усинского месторождения
Пласт Д2-а К пласту приурочены две залежи: на северном куполе в районе СКБ. 9032-56 и на южном куполе- в районе скв. 124.
Залежь в районе скв. 9032-56. В контуре нефтеносности расположены 2 скважины. Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Размеры 4, 1 хО,6 км, высота 5,3 м.
Водонефтяной контакт принят на а. о. -1931,6 м по данным ГИС. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина - 1,6 м.
Залежь в районе скв. 124. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная. Размеры 1,4 х0,5 км, высота 15,1 м. Водонефтяной контакт принят на а. о. -1926,2 м по данным ГИС и опробованию скважин. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина - 1,4 м.
Рис.2. Структурная поверхность по кровле продуктивного пласта Д0
Пласт Д1. К пласту приурочены две залежи: основная залежь и залежь в районе скв. 48. Основная залежь была открыта в 1971 г., когда по результатам поисково-разведочного бурения в СКБ. 25 были получен промышленный приток нефти. Промышленные притоки нефти дебитом 1,6…19,8 т/сут были получены при опробовании в колонне 8 скважин. Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Размеры 7,1 х 1,5 км, высота 17 ,8 м.
Водонефтяной контакт принят на а. о. -1927,2 м по данным ГИС. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1, 1 м.
Залежь в районе скв. 48 пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Размеры 1,4х0,4 км, высота 1,8 м. Водонефтяной контакт принят на а. о. -1942,8 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина -1,2 м.
Пласт Д0. К пласту приурочены две залежи: основная залежь и залежь в районе скв. 48. Основная залежь бьла открыта в 1971 г. по результатам поисково-разведочного бурения, когда в скв. 25 был получен промышленный приток нефти. Промышленные притоки нефти дебитом 0,9 ... 19,8 т/сут были получены при опробовании в колонне 27 скважин.
Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Размеры 7,0 х 2,1 км, высота 37,4 м. Водонефтяной контакт принят на а. о. -1925,9 м по данным ГИС и результатам испытания. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,8 м.
Залежь в районе скв. 48. Промышленный приток нефти дебитом 1,6 т/сут получен при опробовании в колонне скв. 48. Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Размеры 1,4х0,4 км, высота 1,5 м . Водонефтяной контакт принят на а. о. -1929 м по данным ГИС и результатам испытания скв. 48. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина - 0,8 м.
Пласт Мл2. К пласту Мл2 приурочены залежи нефти на северном и южном куполе.
На северном куполе выделена нефтяная залежь в районе скв. 9032. Промышленный приток нефти дебитом 6,3 т/сут получен при опробовании в колонне скв. 32. Залежь пластовая сводовая водоплавающая.
Размеры 2,0 x l,0 км, высота 10,6 м. Водонефтяной контакт принят на а. о. -1451,2 м по данным ГИС и результатам испытания скв. 32. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3,3 м.
На южном куполе выделены две нефтяные залежи. Залежь в районе скв. 143. Промышленный приток нефти дебитом 12,6 т/сут получен при опробовании в колонне скв. 143. Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая. Размеры 1,l x 0,7 км, высота 5,8 м. Водонефтяной контакт принят на а. о. -1451,6 м по данным ГИС и результатам испытания скв. 143. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина равна 3, 1 м. Залежь в районе скв. 119 - пластовая, сводовая, водоплавающая. Размеры 0,5х0,3 км, высота 12,3 м. Водонефтяной контакт принят на а. о. -1459 м по данным ГИС. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3,4 м.
Пласт Мл1. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 1,3 х 0,9 км, высота - 6,1 м. Водонефтяной контакт принят на а. о. -1437,8 м по данным ГИС и опробованию скв. 32. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2,1 м.
История проектирования систем разработки
В 1980 г. был составлен первый проектный документ "Технологическая схема разработки Мало-Усинского месторождения". В схеме бьло выделено три эксплуатационных объекта: залежь нефти кыновского (тиманского) горизонта, залежь пашийского горизонта и залежь малиновского надгоризонта (радаевского горизонта).
Режим разработки - водонапорный. Поддержание пластового давления предусматривалось при ведении внутриконтурного заводнения, с размещением скважин по однорядной системе по сетке 300 х 300 м. Предусматривалась совместная эксплуатация кыновского и пашийского горизонтов и раздельное нагнетание. Общий объем бурения - 136 скважин, в том числе 99 скважин основного фонда (51 добывающих, 50 нагнетательных), 31 скважина резервного фонда и 4 скважины оценочные. В связи с высокой неоднородностью девонских отложений предусматривалось опережающее бурение скважин по сетке 600х600 м. При наличии продуктивных пластов между пробуренными скважинами предусматривалось бурение оставшихся проектных скважин; при отсутствии – разбуривается следующий куст опережающих скважин. Эксплуатация скважин утверждена механизированным способом (ШГН) при забойном давлении, равном 7,0 МПа. Закачка воды предусматривалась при устьевом давлении - 22,0 МПа. Для доизучения характеристик залежи малиновского надгоризонта предусмотрен ввод одной скважины в пробную эксплуатацию.
Эксплуатационное бурение и сейсморазведочные работы, проведенные на месторождении в 1990 г., подтвердили представление о геологическом строении девонских пластов юга Пермской области.
Девонские терригенные пласты Мало-Усинского месторождения характеризуются высокой неоднородностью по площади и разрезу, коллектор в большей части скважин замещен плотными породами, низкими значениями нефтенасыщенных толщин и проницаемости.
Результаты первых лет разработки были учтены в "Дополнении к технологической схеме разработки Мало-Усинского месторождения", 1993 г. На уточненной геологической основе девонских залежей произведена корректировка системы разработки: рекомендовано все девонские пласты объединить в один объект разработки с изменением рядной системы заводнения на очаговую. Параметры сетки скважин оставлены прежние – 300 х 300 м. Эксплуатационное бурение предусматривалось только в южной, наиболее изученной части девонского объекта. Для бурения рекомендовалось 4 скважины основного фонда (добывающие) и 6 резервных скважин. С целью уточнения геологического строения северной части месторождения и повышения категории запасов девонских отложении на этом участке рекомендовалось бурение 3 оценочных скважин. Вариант разработки пласта Мл, как и в предыдущей технологической схеме, не рассматривался. Доизучение залежи пласта Мл предусматривалось оценочными скважинами, пробуренными на девон.
В последующих работах 1998, 2001, 2004 гг. происходило уточнение уровней добычи по мере стабилизации экономического положения нефтедобывающей отрасли.
В 2005 г. на территории месторождения проведены сейсморазведочные работы по методике 3D. С учетом их результатов, а также анализа новых геолого-геофизических данных, уточнено и детализировано геологическое строение месторождения. Проведена детальная корреляция отложений радаевского горизонта, выделявшийся ранее пласт Мл разделен на два проницаемых пласта Мл1 и Мл2.
Уточнены контуры нефтеносности девонских залежей, пересмотрена категорийность запасов и пересчитаны запасы нефти.
На момент составления нового технологического документа все проектные решения в области бурения скважин, заложенные в технологическую схему и дополнение к ней, были выполнены. Система заводнения (очаговая) сформирована по пласту Д0, пласты Д2-а и Д1 разрабатывались единичными скважинами на естественном режиме.
На момент освоения системы ППД (1994 г.) среднее пластовое давление по пласту Д0 составляло 81% от начального, что подтверждало особенности геологического строения девонских пластов: наличие обширных зон замещения коллекторов плотными породами и из-за этого ограниченное влияние пластовой водонапорной системы.
В 2008 г. на уrочненной геологической основе был составлен новый проектный технологический документ - "Технологическая схема разработки Мало-Усинского нефтяного месторождения". В работе обосновано выделение 6 самостоятельных эксплуатационных объектов - залежей нефти: пласта Д (основная залежь), пласта Д (район скв . 48), пласта Мл2 (район скв. 9032), пласта Мл2 (район скв. 143), пласта Мл2 (район с кв. 114), пласта Мл1.
По основной залежи пласта Д принят водонапорный режим разработки пласта, по остальным объектам - упруго-водонапорный. Утвержденные системы разработки приведены в табл.1.
Таблица1 Системы разработки Мало-Усинского месторождения
Общий фонд составит 97 скважин, в том числе 60 добывающих, 20 нагнетательных, одна контрольная, 6 резервных, 9 ликвидированных.
Предусмотрено забуривание 29 боковых стволов, из них 3 на радаевские отложения, остальные на девонские.
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: Малышевское