Общие сведения о Гремихинском месторождении

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1. Общие сведения о Гремихинском месторождении
     Гремихинское нефтяное месторождение открыто в 1964г, в промышленную разработку введено в 1981 г.
     Разбуривание месторождения было начато в 1981 г. В первые годы (1981 – 1982 гг.) месторождение эксплуатировалось 20-45 скважинами. Максимальные объемы ввода скважин приходились на 1983-1988 гг., когда в эксплуатацию была введена 621 новая скважина.
     Промышленная нефтеносность приурочена к отложениям нижнего (визейский ярус) и среднего (башкирский ярус и верейский горизонт) карбона.
      Эксплуатационными объектами месторождения являются: базовый объект – залежь нефти пласта А4 башкирского яруса, возвратный объект – залежь нефти верейского горизонта того же стратиграфического комплекса и самостоятельный объект разработки – залежь нефти визейского яруса.
      Гремихинское месторождение приурочено к водонапорной системе открытого типа с нормальным гидростатическим давлением. Начальное пластовое давление – 12,5 МПа, текущее – 10,99 МПа. Температура пласта +28 °С. Вязкость нефти от 90,2 до 182,0 мПа·с, проницаемость – 17,1 мкм, давление насыщения – 5 МПа.
     Гремихинское месторождение расположено на территории Завьяловского и частично Воткинского районов Удмуртии, в 27 км к востоку от города Ижевска (рис. 1). На территории месторождения расположены деревни: Молчаны, Колюшево и др.
     Площадь частично заселена и имеет сеть асфальтированных дорог. В 15 км к северо-западу от месторождения проходит шоссейная дорога Ижевск-Воткинск, и в 10 км в этом же направлении проходит железная дорога с ближайшей ж.д. станцией Июльское. В 3 км к юго-западу проходит шоссейная дорога Ижевск-Гольяны. В 6-8 км от площади месторождения находится пристань Гольяны на р.Кама.
     В орографическом отношении территория месторождения представляет собой высокую равнину, интенсивно эродированную овражной сетью, где берут свое начало небольшие речки: Гольянка, Докша и их притоки, относящиеся к бассейну р. Кама. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +100 до +217 метров.
     Климат района континентальный с продолжительной (6мес.) зимой. Среднегодовая температура +12°С, годовое количество осадков около 500 мм.
     В экономическом отношении район месторождения сельскохозяйственный. Большая часть площади занята посевами, залесенность оврагов незначительна. Лес преимущественно хвойный. В районе развита и нефтедобывающая отрасль. Эксплуатацию месторождения осуществляет РИТС «ЮГ».

Рисунок 1 – Обзорная карта
     
     
     1.2 Геолого-физическая характеристика Гремихинского месторождения
      Нефтяные залежи визейского яруса, башкирского яруса и верейского горизонта относятся к каменноугольному гидродинамическому комплексу, включающему в себя водоносные бассейны нижнего, среднего и верхнего карбона. Регионально распространен водоносный бассейн нижнего карбона в терригенных отложениях визейского яруса. К этой водонапорной системе приурочены нефтяные залежи ряда других месторождений Удмуртии. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Гремихинского месторождения приведена в таблице 1. 
     Нефтяные залежи верейского горизонта
     Пласт B-II состоит из одного, реже двух, иногда трех-четырех проницаемых пропластков, разделенных перемычкой толщиной 0,1-1,2 м. Средняя толщина перемычек, разделяющих коллекторы, составляет 0,5 м. Общая толщина пласта по скважинам изменяется от 5,4 м до 8,4 м, в среднем составляет 6,8 м. Общая эффективная толщина меняется от 0,6 м до 4,0 м, в среднем 2,7 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта –2,6 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 18%, нефтенасыщенность –74 %.
     Залежь пласта В-II пластовая сводовая. Размеры залежи – 7,8?3,5 км, амплитуда –64 м.
     Пласт B-III состоит из одного-двух, реже трех, иногда четырех проницаемых пропластков. Средняя толщина непроницаемых разделов составляет 2,5 м, изменяясь в диапазоне 0,2-4,5 м. Общая толщина пласта изменяется от 5,6 м до 9,0 м, в среднем составляет 7,4 м. Общая эффективная толщина варьирует от 0,3 м до 4,0 м, составляя в среднем 1,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам –1,6 м. В 15 скважинах (скв. 15, 349, 364, 394, 406, 420, 644, 655, 693, 862, 863, 896, 989, 990, 996) коллектор пласта замещен плотными глинистыми известняками. 
     Таблица 1. Геолого-физическая характеристика объектов разработки
       Параметры
       Объекты разработки
       
   Верейский
  башкирский
 визейский
Турнейский
       Средняя глубина залегания, м
       1097
       1116
       1375
 1395, 1407
       Тип залежи
Пластвая сводовая
Пластово-массивная
Пластовый сводовый
Пластовая сводовая, литологич. Ограниченная
       Тип коллектора
Поровый
Поровый
Поровый
 Поровый
       Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
       19692
       23087
       6660
       2184
       Средняя общая толщина, м
       14,1
       71,2
       24,1
       12,1
       Средняя нефтенасыщенная толщина, м
       4,0
       23,4
       6,8
       2,3
       Пористость, доли ед.
       0,17
       0,18
       0,20
       0,13
       Средняя начальная насыщенность нефтью, доли ед.
       0,71
       0,86
       0,68
       0,76
       Проницаемость, мкм2х10-3
       341
       415
       658
       152
       Коэффициент песчанистости, доли ед.
       0,25
       0,65
       0,46
       0,26
       Расчлененность, ед.
       2,70
       17,13
       8,52
       3,51
       Начальная пластовая температура, 0С
       27,3
       28
       31
       31,5
       Начальное пластовое давление, МПа
       11,29
       11,83
       14,5
       15,2
       Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
       78,7
       149,6
       55,9
       309,7
       Плотность нефти
       
       
       
       
            в пластовых условиях, т/м3
       0,9106
       0,907
       0,9061
       0,917
            в стандартных условиях, т/м3
       0,915
       0,921
       0,911
       0,926
       Абсолютная отметка ВНК, м
        -971 -974
        -998 -1007
        -1212 -1237,5
        -1233 -1261
       Объемный коэффициент нефти, доли ед.
       1,018
       1,018
       1,0105
       1,02
       Давление насыщения нефти газом, МПа
       3,37
       3,69
       4,38
       9,8
       Газосодержание нефти, м3/ м3
       6,90
       4,75
       4,16
       2,88
       Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с
       1,334
       1,333
       1,402
       1,36
       Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
       1,1735
       1,1738
       1,1811
       1,18
       Коэффициенты сжимаемости, 10–5 1/МПа
        
        
        
        
       Нефти
       6,79
       6,7
       6,62
       -
       Воды
       4,577
       4,574
       4,634
       4,531
             пористой среды
       5,76
       7,67
       11,53
       0,54
       Коэффициент вытеснения нефти , доли ед.**
       0,509
       0,480
       0,528
       0,358
     
     По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 16%, нефтенасыщенность – 66%.
     В значительном количестве скважин по ГИС выделены коллекторы с неясным характером насыщения. Такие коллекторы, расположенные гипсометрически выше принятого ВНК, условно отнесены к нефтяным, ниже ВНК – к водонасыщенным.
     Залежь пласта В-III пластовая сводовая. Размеры залежи – 7,7?3,2 км, амплитуда –58 м.
     Нефтяная залеж башкирского яруса
     Башкирская залежь является основным объектом разработки, в ней сосредоточено основная часть (83%) геологических запасов нефти месторождения. Продуктивные отложения башкирского яруса представлены, в основном, известняками, с редкими тонкими глинистыми прослоями (таб. 2). Среди известняков различаются разнозернистые и пелитоморфные разности. Нефтесодержащими коллекторами являются известняки серые и светло-серые, массивные.
     Отложения неоднородны по разрезу, что подтверждено данными лабораторных исследований керна, результатами интерпретации ГИС и данными эксплуатации скважин. Согласно стратиграфической схеме, принятой в 1985 году для среднего и верхнего палеозоя Русской платформы, в башкирском ярусе выделяются пласты: А4-0+1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6, А4-7. Каждый пласт характеризуется отличными от других фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и отделен от выше- и нижележащих непроницаемыми плотными перемычками. На отдельных локальных участках эти перемычки практически исчезают (не выделяются по ГИС), образуя окна слияния и тем самым обеспечивая общую гидродинамическую связанность залежи.
     Продуктивные пласты башкирского яруса (А4-0+1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6, А4-7) объединены в единый подсчетный объект, далее описываемый как залежь пласта A4.
     Таблица 2.Сводный литолого-стратиграфический разрез продуктивных отложений Гремихинского месторождения 
     Башкирская залежь пласта A4 состоит из 7-26 проницаемых пропластков, толщиной от 0,4 до 25,6 м. Общая толщина пласта изменяется от 64 м до 82 м и составляет в среднем 71,2 м. Средняя вскрытая нефтенасыщенная толщина по скважинам –29,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 18%, нефтенасыщенность – 86%.
     По результатам интерпретации ГИС водонефтяной контакт вскрыт в 60 скважинах на отметках (-997,7)?(-1006,2) м. Уровень ВНК условно прининят на абс.отметке минус 1002±4 м, как среднее значение водонефтяных контактов, выделенных по ГИС, с учетом результатов испытания в колонне скважин 481, 566, 114Р. Водонефтяной контакт продуктивных отложений башкирского яруса представляет собой сложную неровную поверхность. Такая дифференциация рельефа поверхности ВНК свидетельствует о частичной гидродинамической изоляции коллекторов, но не противоречит тому, что башкирские пласты составляют единую залежь нефти.
     Башкирская залежь почти повсеместно подстилается подошвенной водой. Тип залежи пластово-массивный. Размеры залежи 8,2?4,0 км, амплитуда 77 м.
Нефтяные залежи визейского яруса
     Промышленная нефтеносность отложений визейского яруса установлена в пластах тульского и бобриковского горизонтов. При подсчете запасов нефти в 1993 году в отложениях визейского яруса было выделено пять подсчетных объектов в составе пластов: Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II, Бб-III. В представленной работе использована современная индексация пластов. Сопоставление индексации представлено в таблице 3.
     
Таблица 3.Сопоставление индексации пластов визейского яруса
     Индексация ПЗ 1993 г.
     Тл-I
     Тл-II
     Бб-I
     Бб-II
     Бб-III
     Современная индексация
     C-I+C-II
     C-III
     C-IV
     С-V
     C-VI
     
     Продуктивные пласты терригенных отложений визейского яруса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. Песчаники серые, светло-серые и коричневато-серые, неяснослоистые и слоистые за счет глинистых прослоев, мелкозернистые, средне- и слабосцементированные, с конкрециями пирита.
     Пласт С-I залегает в кровле терригенной пачки тульского горизонта, имеет ограниченное распространение, характеризуется линзовидным строением и прослеживается преимущественно в центральной части месторождения. Пласт С-I сложен преимущественно алевролитами, в большинстве случаев замещенными аргиллитовыми разностями, и лишь в некоторых скважинах встречаются линзы песчаников толщиной 0,4-1,8 м, в единичных случаях до 3,3 м (скв.611). От нижележащего продуктивного пласта С-II отделяется глинистой пачкой, толщиной 0,6-2,2 м, в редких случаях песчаные пласты С-I и C-II сливаются в единый (скв.112Р). При подсчете запасов пласт С-I объединен с нижезалегающим, наиболее выдержанным пластом С-II в единый подсчетный объект С-I+II. Продуктивный пласт С-II представлен как песчаниками, так и алевролитами, иногда замещенными аргиллитовыми разностями.
     Пласт С-I+II состоит из 1-5 проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,9. Общая толщина пласта С-I+II изменяется от 2,3 до 12,0 м, в среднем составляет 5,5 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,0 до 7,6 м, средняя нефтенасыщенная толщина –2,3 м. В скважинах 1501, 1515, 1512, 1604, 114Р, 117Р коллектор пласта замещен аргиллитовыми разностями. По данным ГИС средневзвешенная по толщине пористость пласта составляет в среднем 20 %, нефтенасыщенность – 71 %.
     По пласту С-I+II выделяются четыре залежи, разделенные прогибами до 5 м: основная (р-н скв.121Р и 82Р), залежив районах скв.119Р, 366Р и 108Р. Основные характеристики залежей приведены в табл. 3.1. ВНК в залежах приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора.
     Пласт С-III состоит из одного-трех, иногда четырех проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,8. Пласт развит повсеместно, за исключением скважины 1530, в которой коллектор замещен глинистыми разностями. Общая толщина пласта по скважинам изменяется от 3,0 м до 7,6 м, в среднем составляет 5,4 м. Эффективная толщина меняется от 0,9 м до 4,5 м, в среднем –2,6 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта –2,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20%, нефтенасыщенность – 70%.
     По пласту C-III выделяется пять залежей нефти. Залежи пласта C-III пластовые сводовые. Водонефтяной контакт по залежам принимается условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора с учетом испытаний в эксплуатационной колонне.
     Пласт C-IV залегает в нижней части тульского горизонта, состоит из одного-двух, редко трех проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,4. Общая толщина пласта изменяется от 2,5 до 4,6 м, в среднем – 3,4 м. Общая эффективная толщина меняется от 0,8 м до 3,6 м, составляет в среднем 1,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам составляет 1,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20%, нефтенасыщенность – 68%. В скважинах  79Р, 19, 36, 554, 1509, 1527 коллектор пласта замещен глинистыми разностями.
     Согласно структурным построениям, по пласту C-IV выделяются четыре залежи нефти. ВНК в залежах приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора с учетом результатов испытания в колонне. Залежи пластовые сводовые, участками литологически ограниченные. 
     Пласт С-V залегает в кровле бобриковского горизонта, развит повсеместно. Состоит из одного-трех, редко четырех проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,8. Общая толщина пласта изменяется от 4,8 до 7,6 м, составляет в среднем 6,1 м. Общая эффективная толщина меняется от 0,4 м до 4,2 м, в среднем – 2,3 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам – 2,1 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20 %, нефтенасыщенность – 66 %.
     По пласту C-V выделены четыре залежи нефти. Залежи пластовые сводовые. ВНК приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора с учетом результатов испытаний.
     Пласт С-VI залегает в основании бобриковского горизонта. Состоит из одного-двух, редко трех-пяти проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,6. Общая толщина пласта в пределах залежей нефти изменяется от 2,5 до 8,0 м и составляет в среднем 4,2 м. Эффективная часть пласта характеризуется невыдержанностью по площади и разрезу. Общая эффективная толщина меняется от 0,5 м до 6,2 м, составляя в среднем 2,3 м. В скважинах 32, 549, 1505, 1562, 108Р, 113Р коллектор пласта замещен глинистыми разностями. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта – 2,2 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20%, нефтенасыщенность – 70%.
     По пласту C-VI выделены три залежи нефти. Залежи пластовые сводовые, частично литологически ограниченные. ВНК в районах скв. 121Р и 82Р приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора в скв. 121Р и 82Р соответственно. В районе скв.1508 ВНК принят по аналогии с соседней залежью (р-н скв. 121Р).
Нефтяные залежи турнейского яруса
     Продуктивные пласты турнейского яруса представлены известняками серыми, кристаллическими, с отдельными включениями раковин.
     Эффективные толщины проницаемых пропластков в основном имеют толщины 0,4-1 м, редко более 1,1 м. По заключению ГИС значительная часть коллекторов представлены неясной или неопределенной  характеристикой насыщения. Коллекторы с неясным характером насыщения, расположенные гипсометрически выше принятых ВНК, условно отнесены к нефтяным.
     Пласты Сt-II и Сt-III черепетского горизонта объединены в единый подсчетный объект – Сt-II+III. Пласт характеризуется невыдержанностью по площади и разрезу. Состоит из 1-6, иногда 7-11 проницаемых пропластков, расчлененность составляет 4,3. Общая толщина пласта в пределах контуров нефтеносности изменяется от 4,4 до 14,3 м. Общая эффективная толщина меняется от 1,4 м до 5,2 м, составляя в среднем 3,0 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта –2,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 13%, нефтенасыщенность – 78%. В скважинах 11, 12, 17, 19, 111Р, 112А, 114Р, 115Р, 81Р, 9A, 517Р, 1531, 1561 коллектор пласта замещен глинистыми разностями.
     По пласту Сt-II+III выделены две залежи нефти. Нефтеносность пласта установлена по ГИС и результатам испытания скв.121Р и 1524 в эксплуатационной колонне. Водонефтяные контакты залежей приняты условно по подошве нефтенасыщенного коллектора по ГИС с учетом испытаний.
     Пласт Сt-IV малевско-упинского горизонта состоит из одного-трех, редко четырех-пяти проницаемых пропластков, расчлененность составляет 2,45. Общая толщина пласта изменяется от 10 до 15 м, увеличиваясь на крыльях структуры до 17,3 м (скв.79Р), в пределах залежи нефти средняя общая толщина составляет 13,6 м. Общая эффективная толщина по скважинам варьирует от 0,9 м до 5,6 м, в контуре нефтненосности – от 2,5 м до 4,3 м и в среднем составляет 3,3 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам –3,0 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 12%, нефтенасыщенность – 73%.
     Нефтеносность пласта установлена по результатам ГИС и испытания в эксплуатационной колонне скв.366Р, где из интервала перфорации (-1258,9)?(-1261,9) м получен приток безводной нефти дебитом 1,8 м3/сут. Как и ранее, выделена одна залежь нефти в районе скв. 366Р. Тип залежи пластовый сводовый, частично литологически ограниченный. Водонефтяной контакт принят условно на отметке минус 1261,0 м по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора.
     
1.3. Физико–гидродинамическая характеристика продуктивных пластов
     Керн для исследований отбирался как при поисково-разведочном, так и при эксплуатационном бурении. Изучение литологии продуктивных пластов производилось на основе макроописания керна, изучения пород в шлифах, анализа гранулометрического и химического состава в лаборатории треста "Удмуртнефтеразведка", лаборатории КО ВНИГНИ, лаборатории петрофизики института "УдмуртНИПИнефть" (в настоящее время ЗАО "ИННЦ") 
Нефтяные залежи верейского горизонта
     Продуктивные пласты верейского горизонта представлены известняками, среди которых преобладают органогенно-обломочные и псевдооолитовые, реже встречаются ракушечники, а также известняки пелитоморфные и зернистые. Основными коллекторами являются псевдооолитовые известняки серо-коричневые, песчаниковидные, с шероховатым изломом, слабосцементированные. Сложены псевдооолитовые известняки псевдооолитами, оолитами, фораминиферами, единичными обрывками криноидей и водорослей, Поры имеют неправильную и щелевидную форму размером 0,05-0,5 мм в поперечном сечении. Такие известняки обладают высокими коллекторскими свойствами и принимают участие в строении пласта B-II.
     Псевдооолитовые известняки контактируют с органогенно-обломочными известняками серыми и темно-серыми, песчаниковидными, с шероховатым изломом. Сложены органогенно-обломочные известняки целыми раковинами фораминифер и их обломками и брахиоподами. В одних разностях преобладают фораминиферы, в других – водоросли, Фораминиферы округлой формы, состоят из пелитоморфного известковистого вещества, которое в отдельных камерках замещается мелкозернистым кальцитом. Водоросли сложены пелитоморфным известковистым веществом, частично перекристаллизованным в мелкозернистый кальцит.

Нефтяные залежи башкирского яруса
     	Продуктивные отложения башкирского яруса представлены в основном известняками, с редкими тонкими глинистыми прослоями. Среди известняков различаются песчаниковидные, разнозернистые и пелитоморфные разности. Основными коллекторами нефти являются песчаниковидные известняки серые и светло-серые, массивные, всегда интенсивно и равномерно насыщенные нефтью.
     Известняки местами в разной степени загипсованы. Макроскопически описываемые известняки напоминают песчаники, у которых округлые зерна представлены органическими остатками, оолитами и комками. Эти форменные элементы образуют две разности песчаниковидных известняков, которые различаются только под микроскопом: органогеннно-обломочную и комковато-оолитовую. Комковато-оолитовые известняки сложены оолитами и комками, которые состоят из пелитоморфного известковистого вещества. Цементирующего материала в комковато-оолитовых известняках мало, присутствуют свободные поры неправильной изометричной формы размером 0,05-0,35 мм.
     Органогенно-обломочные известняки сложены окатанными обломками органических остатков, оолитами и комками. Структура известняков органогенно-обломочная, разнозернистая, преимущественно мелкозернистая. Все форменные элементы сложены пелитоморфным и микрозернистым известковистым материалом. Цементируются они первичным пелитоморфным и микрозернистым материалом. Тип цементации поровый и базально-поровый. Между форменными элементами присутствуют свободные поры неправильной изометричной, щелевидной и извилистой формы размером 0,035-0,55 мм. На емкостные и фильтрационные свойства органогенно-обломочных известняков существенное влияние оказала кальцитизация, которая в конечном итоге приводит к образованию пойкилитового кальцитового цемента, при наличии которого известняки утрачивают свойства промышленных коллекторов.       Неравномерное проявление кальцитизации обусловило вариацию коллекторских свойств органогенно-обломочных известняков.
     Разнозернистые известняки серые, светло-серые, кремовые, массивные, мраморовидные, прослоями обогащены мелкой макрофауной и обладают низкими коллекторскими свойствами, нефть встречается редко и приурочена к редким трещинкам и кавернам.
Нефтяные залежи визейского яруса
     Продуктивные пласты терригенных отложений визейского яруса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. Песчаники серые, светло-серые и коричневато-серые, неяснослоистые и слоистые за счет глинистых прослоев, мелкозернистые, средне- и слабосцементированные, преимущественно неизвестковистые с конкрециями пирита. Обломочный материал в них полуокатанный и окатанный, среднеотсортированный, по размеру мелкопесчаный. Прослоями в нем присутствуют крупные песчинки и глинистые линзы. Сложены песчаники кварцем с примесью полевых шпатов и слюд. Цемент глинистый базальный, базально-поровый, поровый и регенерационный кварцевый. Местами песчаники сильно пиритизированы, зерна пирита расположены в порах, Коллекторами нефти являются слабосцементированные песчаники с контактным и поровым глинистым и кварцевым регенерационным цементом.
     Алевролиты серые, темно-серые и пятнистые, неяснослоистые за счет глинистых линз и прослоев, по слоистости часто трещиноватые. В алевролитах присутствуют конкреции пирита, окатанные зерна гравийного размера, представленные мелкозернистым песчаником. Цемент глинистый базальный и базально-поровый, прослоями поровый и кварцевый регенерационный.
Нефтяные залежи турнейского яруса
     Керн из отложений турнейского яруса поднят, в основном, из плотной части и представлен известняками светло-серыми и коричневато-серыми плотными, участками глинистыми, с переслаиванием аргиллитов. Продуктивная часть разреза керном охарактеризована слабо, отобрано два образца, которые представлены известняками серыми кристаллическими, с отдельными включениями раковин, слабонефтенасыщенными. В связи с этим были использованы данные по турнейскому ярусу Мещеряковского месторождения по аналогии.
     
1.4. Физико-химические свойства  нефти, газа, воды
     Для оценки физико-химических характеристик нефти и газа отобрано и исследовано 66 глубинных проб нефти, 167 поверхностных проб нефти и 62 пробы попутного газа.
     Состояние изученности месторождения на 01.01.2013 г. отражено в таблице 4.
Таблица 4
Состояние изученности нефти и газа
Отложения
Общее количество проб, шт.

Нефти
газа попутного

Пластовой
Поверхностной

 Верейские
21 (6)
27 (11/2)
14 (7)
Башкирские
34 (19/5)
91 (6)
30 (17)
 Визейские
15 (5/3)
43 (11/1)
10 (3)
 Итого по месторождению
70
161
54
Примечание: В скобках указаны количество некачественных проб/ количество проб, в которых отбракованы отдельные параметры
     Глубинные пробы пластовой нефти оценивались на представительность (на качество) методом сравнения трех параметров: по величине давления открытия пробоотборника, величине давления насыщения и величине пластового давления на момент отбора глубинных проб. Для изучения свойств нефти в поверхностных условиях использовалась нефть, полученная при отборе глубинных проб и отсепарированная после определения параметров пластовой нефти, а также пробы нефти, отобранные на устье эксплуатационных скважин. Растворённый в нефти газ отбирали в процессе сепарации глубинных проб. Объём исследований пластовой нефти и нефтяного газа выполнен в соответствии с требованиями ОСТ 39-112-80 ОСТ 153-39.2-048-2003. "Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей".
     Из-за заниженных значений газосодержания и давления насыщения отбракованы шесть проб пластовой нефти верейских, 19 проб башкирских и пять проб визейских отложений. Это произошло вследствие частичного разгазирования проб во время отбора или транспортировки, при котором из нефти выделились и улетучились наиболее легкие углеводородные фракции, что привело к изменению состава и свойств глубинной пробы нефти и, как следствие, повлекло за собой изменение компонентного состава сепарированного газа, пробы которого были также отбракованы.Заниженное содержание азота (менее 30 %) также являлось причиной отбраковки пробы попутного газа.Из-за завышенных значений плотности и вязкости отбракованы 11 проб поверхностной нефти верейских, шесть башкирских и 11 визейских отложений.Причиной отбраковки отдельных параметров послужило несоответствие значений общим зависимостям.
     Нефти турнейских отложений не изучены из-за отсутствия отбора проб.. В связи с этим были использованы данные по аналогу – турнейскому ярусу Мещеряковского месторождения.
 Свойства нефти в пластовых условиях
     Верейские отложения
     Нефть верейских отложений характеризуется как нефть высоковязкая: динамическая вязкость изменяется от 57,0 до 146,2 мПа?с, составляя в среднем 78,7 мПа?с, со средним газосодержанием, которое изменяется от 2,80 до 12,15 м3/т, составляя в среднем 6,90 м3/т, со средней плотностью 910,6 кг/м3, изменяющейся в пределах от 902,2 до 921,7 кг/м3, со средним давлением насыщения 3,37 МПа, изменяющимся в диапазоне от 2,30 до 4,96 МПа.
     
     Башкирские отложения
     Нефть башкирских отложений характеризуется как нефть высоковязкая: динамическая вязкость изменяется от 55,0 до 280,0 мПа?с, составляя в среднем 149,6 мПа?с, со средним газосодержанием, которое изменяется от 4,44 до 8,82 м3/т, составляя в среднем 4,75 м3/т, со средней плотностью 907,0 кг/м3, изменяющейся в пределах от 903,0 до 911,3 кг/м3, со средним давлением насыщения 3,69 МПа.
     Визейские отложения
     Нефть визейских отложений характеризуется как нефть высоковязкая: динамическая вязкость изменяется от 43,6 до 66,6 мПа?с, составляя в среднем 55,9 мПа?с, со средним газосодержанием, которое изменяется от 3,79 до 4,56 м3/т, составляя в среднем 4,16 м3/т, со средней плотностью 906,1 кг/м3, изменяющейся в пределах от 903,9 до 909,7 кг/м3, со средним давлением насыщения 4,38 МПа, изменяющимся в диапазоне от 2,5 до 7,8 МПа.
Свойства нефти в поверхностных условиях
     Верейские отложения
     Нефть верейских отложений характеризуется как тяжёлая: средняя плотность 913,4 кг/м3; высокосернистая: среднее содержание серы 3,24 %; высокосмолистая: среднее содержание силикагелевых смол 23,9 %; парафинистая: среднее содержание парафина 3,75 %.
     Башкирские отложения
     Нефть башкирских отложений характеризуется как тяжёлая: средняя плотность 921 кг/м3; высокосернистая: среднее содержание серы 3,38; высокосмолистая: среднее содержание силикагелевых смол 22,08 %; парафинистая: среднее содержание парафина 3,39 %.
     Визейские отложения
     Нефть визейских отложений характеризуется как тяжёлая: средняя плотность 909,4 кг/м3; высокосернистая: среднее содержание серы 2,78; высокосмолистая: среднее содержание силикагелевых смол 23,73 %; парафинистая: среднее содержание парафина 3,87 %.
Свойства пластовых вод
     Свойства пластовых вод Гремихинского месторождения изучались по верейским, башкирским и визейским отложениям.
     По химическому составу пластовые воды верейского горизонта, башкирского и визейского ярусов данного месторождения представляют рассолы хлоркальциевого типа (по классификации В. А. Сулина). Отчетливо выраженной тенденции изменения физико-химических свойств пластовых вод по продуктивному интервалу разреза не наблюдается.Степень минерализации в среднем по пробам пластовых вод верейского горизонта, башкирского и визейского ярусов изменяется незначительно, соответственно 226,7 г/л, 240,1 г/л и 251,1 г/л.
     Промышленно ценные микрокомпоненты в пластовых водах комплексов не изучались. По содержанию йода и брома пластовые воды данного месторождения классифицируются как промышленно йодно-бромные. Характеристики физико-химических свойств пластовых вод представлены в таблице
Растворенный в нефти газ
     Изучение физико-химических свойств газа, растворенного в нефти, проводили при разгазировании пластовых проб нефти в стандартных условиях в соответствии с требованиями ГОСТ 23781-87, ГОСТ 14920-79, ГОСТ 22667-82. 
     Попутный газ углеводородно-азотного состава, содержит 35…80 % азота.
     Определение содержания гелия как отдельного компонента растворенного в нефти газа башкирских, визейских отложений не производилось.
     
1.5. Запасы нефти, газа, КИН 
     Запасы нефти по месторождению были утверждены Центральной комиссией Роскомнедра по государственной экспертизе запасов нефти в 1994 году (протокол №56).
     На государственном балансе числятся начальные запасы нефти категории А+В+С1 в количестве 82337 тыс.т геологических и 28525 тыс.т извлекаемых, категории C2 – 929 тыс.т геологических и 179 тыс. т извлекаемых. По состоянию на 01.01.2009 г. текущие запасы нефти составляли: 62676 тыс.т геологических и 8864 тыс.т извлекаемых категории А+В+С1, 929 тыс.т геологических и 179 тыс.т извлекаемых категории С2. Изменение запасов нефти с момента подсчета произошло за счет добычи нефти. По всем залежам месторождения запасы нефти относятся к трудноизвлекаемым. Подсчетные параметры и запасы нефти приведены в таблицах 6,7. В 2006 году компанией «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед» составлено «Дополнение к Технологической схеме разработки Гремихинского нефтяного месторождения Удмуртской республики», которое утверждено ЦКР Роснедра 26.12.2006 г. (протокол № 3923). Согласно этому протоколу ЦКР по всем объектам разработки были приняты новые значения КИН.
     Изменение величины КИН по верейскому объекту на 0,130 (с 0,148 до 0,278) объясняется уточнением добывных возможностей скважин, переходом от разработки возратными скважинами к разработке самостоятельной сеткой скважин. При этом произошло изменение коэффициента охвата процессом вытеснения с 0,347 до 0,653 при изменении плотности сетки скважин с 4,1 до 3 га/скв. .
     Изменение величины КИН по башкирскому объекту на 0,095 (с 0,392 до 0,487) объясняется уточнением значения коэффициента вытеснения при использовании тепловых методов (с 0,650 до 0,700), а также применением на объекте технологии бурения боковых горизонтальных стволов в добывающих скважинах и новых технологий ОПЗ, РИР и ВПП в добывающих и нагнетательных скважинах. При этом произошло изменение коэффициента охвата процессом вытеснения с 0,603 до 0,696 при той же плотности сетки скважин, равной 2,7 га/скв.
     Изменение величины КИН по визейскому объекту на 0,041 (с 0,233 до 0,274) объясняется применением на объекте технологий бурения горизонтальных скважин, зарезки в добывающих скважинах боковых горизонтальных стволов и новых технологий ОПЗ (ГРП) и РИР добывающих скважинах. При этом произошло изменение коэффициента охвата процессом вытеснения с 0,461 до 0,542 при изменении плотности сетки скважин с 10,5 до 9,5 га/скв.
     В 2012 году на Гремихинском месторождении выполнен пересчёт запасов нефти, утвержденный ГКЗ Роснедра 26 декабря 2012 года (протокол № 3000-дсп). Изменение запасов нефти произошло за счёт изменения площадей нефтеносности (в отложениях нижнего карбона), изменения подсчётных параметров и коэффициентов нефтеизвлечения, а также передачи части запасов в нераспределённый фонд недр. Ниже приводится изменение запасов нефти по объектам учёта в соответствии с лицензиями:
     Начальные геологические запасы нефти в целом по месторождению составляют
     – по категории А+В+С190482 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 550 тыс.т;
     – по категории C2 149 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 44тыс.т.
     Начальные извлекаемые  запасы нефти в целом по месторождению составляют
     – по категории А+В+С132304 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 221 тыс.т;
     – по категории C258 тыс. т., в том числе в нераспределенном фонде 15 тыс.т.
     По состоянию на 01.01.2013 г. текущие запасы нефти категории А+В+С1в целом по месторождению составляют 68053 тыс. т геологических и 9875 тыс. т извлекаемых. Изменение запасов нефти произошло за счет добычи нефти в количестве 22429 тыс. т. По всем залежам месторождения запасы нефти относятся к трудноизвлекаемым. Сведения о состоянии запасов нефти, утвержденных ГКЗ и числящихся на Госбалансе на 01.01.2013 г., приведены в таблице 5.
     Запасы растворенного газа на балансе не числятся ввиду низкого газосодержания и высокого содержания в нем азота (35-80 %).
      

Таблица 5
Состояние запасов нефти на 01.01.2013 г.
Объект
Начальные запасы нефти, тыс. т
Текущие запасы нефти, тыс. т

утвержденные ГКЗ Роснедра
на Государственном балансе на 1.01.2013 г


геологические
извлекаемые
КИН С1/С2
д. ед.
геологические
извлекаемые
КИН С1/С2
д. ед.
геологические
Извлекаемые
текущий КИН С1/С2
д. ед.

AВ+С1
С2
AВ+С1
С2

AВ+С1
С2
AВ+С1
С2

AВ+С1
С2
AВ+С1
С2

Распределенный фонд
Лицензия ИЖВ 00183 НЭ 
Верейский (B-II+В-III)
8832
-
2658
-
0,301 / -
8832
-
2658
-
0,301 / -
7992
-
1818
-
0,095/ -
Лицензия ИЖВ 00182 НЭ 
Башкирский (A4)
75517
-
27186
-
0,36 / -
75517
-
27186
-
0,360 / -
55133
-
6802
-
0,270/ -
Лицензия ИЖВ 00181 НЭ
Визейский (C-I+II, C-III, C-IV, C-V, C-VI)
5149
105
2151
43
0.418 / 0.405
5149
105
2151
43
0.418/ 0.405
3949
105
951
43
0.233/ -
Лицензия ИЖВ 00181 НЭ
Турнейский (Ct-II+III, Ct-IV)
.......................