10.3.2. Краснокамское месторождение

Нефтяные месторождения этого типа выявлены в центральной части Пермской области и приурочены к Краснокамско-Полазнинскому валу. Среди них следует отметить Краснокамское, Северо-Камское, Полазнинское месторождения.

Разведочными работами 1936—1938 гг. на Краснокамском ме­сторождении в среднем карбоне было выявлено восемь продук­тивных пластов, представленных карбонатными породами, имею­щими довольно близкие литолого-физические свойства. Нефть всех пластов характеризуется сходными свойствами: плотность в пластовых условиях составляет 0,839 г/см³, вязкость — 6,5 сСт, содержание серы —1,06—1,12°/₀, а парафина — 4,1—5,9%.

Первоначальный анализ геолого-промысловых особенностей продуктивных пластов позволил выделить два эксплуатационных объекта. В первый объединились пласты I + II+III+IV + V, во второй — VI+VII+VIII. Отмечалось, что для пластов второго объекта контуры нефтеносности гораздо меньше, несколько ниже их газонасыщенность, чем по верхнему объекту, хотя пластовые давления, качество нефти и производительность скважин одина­ковы. При дальнейшем изучении месторождения выяснилось, что эти объекты представляют собой две самостоятельные залежи: первая залежь включает пласты I—V, вторая — пласты VI – VIII (рис. 20).

Пласты I—V приурочены к верейскому горизонту и сложены известняками органогенными и пелитоморфными, иногда доломи­тами. Глинистые разделы между пластами достигают 15—20 м.

Коллекторские свойства довольно низкие, пористость колеблется от 7,6 до 11,9%, проницаемость — от 6 до 46 мД (табл. 8). Мощность пластов 1,4—6,5 м. Залежи пластовые сводовые, в процессе разработки отмечена их запечатанность в зоне ВНК.

П

Рис. 20. Геологический разрез Краснокамского месторождения. Составил В.Г. Каналин

1 – нефтенасыщенный известняк; 2 – водонасыщенный известняк; 3 – доломиты; 4 – водонасыщенный песчаник; 5 – глины.

ласты VI—VIII второй залежи башкирского и намюрского возраста сложены известняками и конгломератами с известняко­вой галькой. Плотные разделы между пластами достигают 5—8 м. Коллекторские свойства низкие: пористость равна 7,4—7,6%: про­ницаемость — 16—23 мД (см. табл. 8). Свойства нефти такие же, как и в верхней залежи. Мощность пластов 2,1—3,8 м. Залежи пластовые сводовые [11].

В первые годы разработки пластовое давление резко упало, дебиты скважин с 20—25 т/сут понизились до 5—6 т/сут, а газо­вые факторы возросли до 100—103 м³/т. Возникла необходимость применения различных методов интенсификации добычи. Напри­мер, применялись солянокислотные обработки, давшие положи­тельные результаты, и т. д. В соответствии с проектом разработки с конца 1944 г. начала производиться закачка воздуха. Кроме то­го, было решено все пласты разрабатывать совместно, т. е. приоб­щать пласты верхнего эксплуатационного объекта к нижнему. Однако это мероприятие не было доведено до конца, в результате чего на месторождении часть скважин вскрыла верхний и нижний объекты, часть скважин — смешанный объект (1 + II объекты).

Таблица 8