Нижний карбон. Основные продуктивные толщи рассматриваемых месторождений заключены в вышележащих по разрезу отложениях нижнего карбона, который включает в себя карбонатные отложения турнейского яруса и алексинского горизонта, терригенные отложения бобриковского и тульского горизонтов.
На верхнефаменских отложениях согласно залегают породы заволжского горизонта лихвинского надгоризонта, представленные известняками светло-серыми, микрозернистыми, реже органогенно-детритовыми и прослоями доломитов.
Отложения малевского и упинского горизонтов представлены известняками светло-серыми мелкозернистыми, органогенно-детритовыми, неравномерно кальцитизированными и известняками обломочными. Общая толщина отложений колеблется от 0 (во врезовых зонах) до 25м.
Породы черепетского и кизеловского горизонтов представлены также известняками светло-серыми, мелкозернистыми, органогенно-детритовыми, комковатыми, с прослоями доломитов, пористыми, трещиноватыми и неравномерно нефтенасыщенными. Общая толщина отложений колеблется от 0 (во врезовых зонах) до 30м.
Средний карбон. В пределах среднего карбона как объекты подсчета запасов выделены: протвинский горизонт серпуховского яруса, башкирский ярус и верейский, каширский горизонты.
Отложения башкирского яруса залегают на размытой поверхности серпуховско-намюрских образований. Общая толщина отложений колеблется от 20 до 30м, представлены они в основном, органогенными известняками, реже органогенно-детритовыми, и тонкозернистыми известняками. В подчиненном количестве присутствуют доломиты, встречаются также брекчиевидные породы и прослои известнякового песчаника.
Отложения каширского горизонта представлены серыми, мелкозернистыми доломитами и органогенно-обломочными известняками с прослойками терригенного материала. Общая толщина отложений достигает до 60м. С точки зрения нефтеносности интерес представляет пласт Кш1.
Выше по разрезу залегают отложения подольского и мячковского горизонтов. Отложения представлены известняками и доломитами органогенно-обломочными, с прослоями мергелей и глин, с общей толщиной до 200м.
Верхний карбон. В составе верхнекаменноугольного отдела выделяются касимовский и гжельский ярусы, представленные известняками и доломитами, толщина которых достигает 127-180м.
Пермская система. Отложения пермской системы подразделяются на два отдела: нижний и верхний.
Нижнепермский отдел объединяет ассельский, сакмарский и кунгурский ярусы, представленные переслаиванием известняков и доломитов, в различной степени глинистыми, с прослоями гипсов и ангидритов. Общая толщина отдела составляет 170- 190 м.
Верхнепермский отдел подразделяется на уфимский и казанский ярусы, которые представлены переслаиванием терригенных и карбонатных пород с небольшими прослоями мергелей. Общая толщина верхнепермского отдела может достигать 200 м.
Неогеновая система. Распространение отложений неогена связано с развитием древних доплиоценовых долин, которые выполнены глинами с прослоями песков и гравия.
Отложения залегают на размытой поверхности пермской системы. Общая толщина их достигает 150-180 м [16].
Четвертичная система. Отложения системы представлены суглинками, супесями, иногда с включениями щебенки, известняков и песчаников. Толщина системы колеблется от 0 до 20 м.
Структурные планы по отложениям турнейского яруса, бобриковского, тульского, алексинского горизонтов нижнего карбона и башкирского яруса, верейского,каширского горизонтов среднего карбона совпадают. По отложениям нижнего карбона структуры четко выражены и разделены неглубокими прогибами. Структуры отложений среднего карбона подвержены незначительному сглаживанию.
Таким образом, для всех месторождений характерно сложные геологическое строение, неоднородность, связанное с большим количеством залежей (около 302) и объектов разработки. Производственная деятельность НГДУ «Ямашнефть» ориентирована на добычу высоковязких нефтей.
1.2. Анализ состояния разработки эксплуатационных объектов и фонда скважин
В промышленной разработке НГДУ «Ямашнефть» находится 9 месторождений: Архангельское, Шегурчинское, Ямашинское, Ерсубайкинское, Березовское, Сиреневское, Красногорское, Тюгеевское, Екатериновское. Все месторождения являются многопластовыми.
Основными объектами разработки являются терригенные коллекторы тульско-бобриковского горизонта и карбонатные коллектора нижнего и среднего карбона.
С начала разработки по НГДУ отобрано нефти 47,4% от НИЗ, с учетом высоковязких нефтей - 41,6%; по терригенным коллекторам - 69,3 %, с учетом высоковязких нефтей - 53,1%; по карбонатным коллекторам - 29%.
Более 40% отобрано от НИЗ по Сиреневскому - 54,9%, с учетом высоковязких нефтей - 41,2%; Ямашинскому - 52%, с учетом высоковязких нефтей – 52%; Архангельскому - 43,3%, с учетом высоковязких нефтей - 39,4%; Шегурчинскому - 42,4%, с учетом высоковязких нефтей - 42,2%; Ерсубайкинскому - 43,1%, с учетом высоковязких нефтей – 43,1 %; Тюгеевскому - 43,3%, с учетом высоковязких нефтей – 43,3 %.
По карбонатным отложениям отбор от НИЗ месторождения составляет 56,9% на Ерсубайкинском.
По терригенным коллекторам распределение добычи нефти от НИЗ месторождения составляет более 60%, максимальное значение достигнуто на Архангельском месторождении - 80,1%, в том числе с учетом высоковязких нефтей - 65,9%; Сиреневском - 69,6%, с учетом высоковязких нефтей - 41,4%; Шегурчинском - 63,7%, с учетом высоко вязких нефтей - 62,8%; Тюгеевском - 70,3%, с учетом высоковязких нефтей 70,3 %; Ямашинском - 92,6%, с учетом высоковязких нефтей 92,6 %.В таблице 1.1. представлено распределение добычи нефти от НИЗ по терригенным и карбонатным коллекторам [22].
Таблица 1.1
Распределение добычи нефти от НИЗ по терригенным и карбонатным коллекторам
| Месторождения | Отобрано от НИЗ терригенных коллекторов, % | Отобрано от НИЗ карбонатных коллекторов | Отобрано от НИЗ, % | |||||
| общие | с высоковязкой нефтью | общие | с высоковязкой нефтью | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |||
| Архангельское | 80,1 | 65,9 | 13,2 | 43,3 | 39,4 | |||
| Ерсубайкинское | 40,2 | 40,2 | 56,9 | 43,1 | 43,1 | |||
| Черемшано-.Бастр.развед. зона | 12,6 | 12,6 | - | 9,2 | 9,2 | |||
| Сиреневское | 69,6 | 41,4 | 40,8 | 54,9 | 41,2 | |||
| Шегурчинское | 63,7 | 62,8 | 28,3 | 42,4 | 42,2 | |||
| Ямашинское | 92,6 | 92,6 | 37,7 | 52 | 52 | |||
| Красногорское | 32,8 | 4,87 | 23,3 | 24,5 | 14,6 | |||
| Тюгеевское | 70,3 | 70,3 | 21,2 | 43,3 | 43,3 | |||
| Березовское | 59,3 | 52,95 | 14,4 | 40,3 | 37,7 | |||
| Екатериновское | 19,3 | 5,9 | 5,6 | 10,2 | 5,8 | |||
| Урганчинское | - | - | - | - | - | |||
| Кармалинское | - | - | - | - | - | |||
| Северо-Кармалинское | - | - | - | - | - | |||
| Итого по НГДУ: | 69,3 | 53,1 | 29 | 47,4 | 41,6 | |||
Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) по НГДУ составляет 0,127 (проектный - 0,269), с учетом высоковязких нефтей - 0,115 (проектный - 0,276); по терригенным коллекторам - 0,274 (проектный - 0,395), с учетом высоковязких нефтей - 0,203 (проектный - 0,383); по карбонатным - 0,061 (проектный - 0,211). Текущий КИН более 0,127 и с учетом высоковязких нефтей - 0,115 достигнут на: Архангельском - 0,133, с учетом высоковязких нефтей - 0,123; Ерсубайкинском - 0,149; Сиреневском - 0,152, с учетом высоковязких нефтей -0,121.