10.3.4. Шкаповское месторождение

Ш каповское месторождение является характерным для Татар­стана (Бавлинское) и Башкирии (Серафимовское, Стахановское, Туймазинское, Кондринское, Каргалинское, Абдуловское, Петропавловское). В его разрезе установлено семь про­дуктивных пластов (рис. 21). При проектировании разработки бы­ло выделено два эксплуатационных объекта: залежь пласта Д-I и залежь пласта Д-IV.

П

Рис. 21. Геологический разрез Шкаповского месторождения. По данным С.П. Максимова

1- нефтенасыщенный песчаник;

2- водонасыщенный песчаник

ласт Д-I представлен мелкозернистыми алевролитами и реже песчаниками пашийского возраста, мощность которых колеблется от 2 до 27 м. Проницаемость пород изменяется от 150 до 1000 мД. Залежь пластовая сводовая. Нефть тяжелая, сернистая, вязкая. Дебиты нефти составляют 1 -165 т/сут, плотность ее 0,870 г/см³, содержание серы 0,62%, вязкость при 20° С 5,7 сСт.

Пласт Д-IV сложен плохо отсортированными старооскольскими песчаниками мощностью до 27 м. Коллекторские свойства изме­няются в широких пределах: пористость 12—23%, проницаемость 50—400 мД. Дебиты нефти достигают 215 т/сут, плотность ее 0,815 г/см³, вязкость 5,7 сСт, содержание серы 0,62% (см. табл. 9).

Таблица 9

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Шкаповского месторождения

Параметр	Продуктивный пласт
	Б-2	В-I	Д-Л	Д-I	Д-II	Д-IV	Д-V
Глубина залегания, м	1580	1600	1670	2000	2030	2100	2180
Общая мощность, м	20	30	0—5	3—27	2,2	0—27	20-35
Эффективная мощность, м	2,5—3,5	10-12	4	12,3	1,7	9,5	—
Начальная отметка ВНК, м	—1268÷ — 1283,5	—1280	— 1430	— 1698÷ — 1702	— 1710	—1770	—
Пористость по керну, %	18	11	8	15—22	19,5	12 - 23	—
Проницаемость по керну мД	550	—	—	150—500	359	50 - 400	—
Газовый фактор, м3/т	9,4	11,5	28,3	40	66,5	120	110 -125
Расстояние между пластами, м	—	20	70	230—300	30	70	80

При проектировании разработки залежей обоих пластов было предложено применять законтурное и внутриконтурное заводнение. В конце второго периода несмотря на незначительную разницу геолого-промысловых характеристик залежей пластов Д-1 и Д-1У было принято решение — обе залежи разрабатывать отдельно при условии поддержания пластового давления.

Основанием послужили различные коллекторские свойства, дебиты нефти, характеристики нефти (особенно ее вязкость и плотность), а также запасы нефти в обоих пластах, соотношение в плане кон­туров нефтеносности, неоднородность пластов и другие факторы. Фактические и проектные показатели совпали, это свидетельствует о правильности выделения эксплуатационного объекта [30].

Расстояние между пластами Д-I и Д-IV равно 60—65 м.

Аналогичным образом выделялись эксплуатационные объекты на Бавлинском месторождении (залежи пластов Д-1 и Б-2); на Туймазинской площади (Д-I и Д-II); на Константиновской площади Серафимовского месторождения (Д-I и Д-II) [11, 30].

Таким образом, при выделении эксплуатационных объектов во втором периоде на рассмотренных месторождениях учитывались геолого-промысловые параметры пластов. Уже незначительное их различие являлось основанием для раздельной эксплуатации пластов.