Стратиграфия и тектоника

Залежь нефти Введеновского месторождения принимают участие отложения Сакмарского, Артинского и Кунгурского ярусов и отложений переходной толщи нижней перми, породы уфимской свиты верхней перми, а также образования третичной и четвертичной систем. Из приведенной структурной карты кровли Сакмаро-Артинских известняков и геологического профиля видно, что Введеновский рифовый массив имеет форму гряды удлиненного хребта, вытянутого в широтном направлении, размером 7x1 км., с небольшим отложением восточной половины массива на юго-восток. Поверхность массива неровная. Выше изогипсы - 700 м, которая без разрыва тянется почти по всему рифовому массиву, вдоль оси рифа имеются небольшие вершинки. Мощность вскрытой нефтенасыщенной части сакмаро-артинских рифогенных известняков колеблется в пределах 200-400 м. Залежь нефти подпирается подошвенной водой. Введеновский массив, с которым связано Введеновское месторождение нефти, представляет собой риф сакмаро-артинского возраста, расположенный у западного борта Предуральского предгорного прогиба и имеющий форму гряды, вытянутой в широтном направлении. Длина массива 4,5 км. Склоны крутые, с наклоном до 35-40°.

Характеристика нефтегазоносных пластов

Нефтеносный разрез месторождения подразделяется на две качественно отличные зоны: зону окисленной нефти, содержащую неподвижную нефть полужидкой консистенции, и нефтеносную с подвижной газированной нефтью. ЗОН залегает между нефтеносной и водоносной зонами. Породы, коллекторы этой зоны заполнены густой окисленной нефтью и битумами. Породы окрашены в темно-коричневый и черный цвет. Зона полностью изолирует подошвенные воды рифа. Oб этом свидетельствуют данные опробования скважин и закачки воды под зону окисленной нефти. Изучение зоны окисленной нефти Введеновского месторождения показало, что консистенция углеводородов в породе густая и полужидкая (нетекучая).

Пористость пород изменяется от 1-2 до 32 процентов. Проницаемость меняется в широких пределах. Установить устойчивую зависимость между пористостью и проницаемостью не удалось, хотя с увеличением коэффициента пористости процент проницаемых образцов возрастает. Довольно часто образцы с высокой пористостью (выше 15 процентов) практически непроницаемы. Средняя пористость газовой части рифа 5,3 процента (при нижнем пределе коллектора 2,5 процента), средняя пористость нефтеносной зоны равна 13 процентам (при нижнем пределе коллектора 5 процентов).

Нефть приурочена к пористым и пористокавернозным разностям известняков и реже к доломитам, Встречаются участки сетчатых известняков, имеющих Высокую (свыше 20%) пористость. Средняя пористость рифа 6,7%. проницаемость 22,5 мл. Первоначальные дебиты нефти по скважинам колебались от 1 до 200 тыс/сутки, газовый фактор составлял 97 м3/m. В настоящее время пластовое давление в Введеновском нефтяном месторождении поддерживается закачкой воды в подошвенную часть массива, средние дебиты скважин 60-80 тонн в сутки. Пластовое давление 115-120 атм., давление насыщения 85 атм.

Первоначальное давление в газовой шапке порядка 80 атм. Нефть Введеновского месторождения относится к парафинистым (содержание парафина 2,49-4,06%), сернистым (0,4-2,3%), маловязким (вязкость при 20 градусах 1,76 МПа∙с). Нефть Введеновского месторождения сравнительно легкая, удельный вес ее колеблется от 0,848 до 0,857. Плотность нефти в пластовых условиях 0,786 г/см³. Давление насыщения нефти изменяется по площади от 7 до 8,7 и составляет в среднем 7,9 МПа. Газ Введеновского месторождения по содержанию высших углеводородов относится к типу «жирных». Газовый фактор изменяется по отдельным скважинам от 78 до 100 м³/т. Средний газовый фактор 93,8 м³/т. Подошвенные воды высокой минерализации хлоркальциевого типа с удельным весом до 1,18 и содержанием солей до 200 г/л.

Характеристика пластовых флюидов

Свободный газ в пределах Введеновского месторождения приурочен к верхней части карбонатов, слагающих рифовый массив, и карбонатной пачке Филипповского горизонта, залегающей в нижней части кунгурского яруса. Газонасыщенные карбонаты кунгурского яруса, отделены от карбонатов рифового массива пластом ангидритов, толщиной 5-10 метров. ГНК на первой с запада вершине составляет от 706,8 до 686.9 метров, на второй от 701,5 до 683,9 метров. ГНК на участке между этими вершинами имеет отметки 702,7; 697,6 и 700,6 метров. В пределах третьей вершины отметки ГНК значительно повышаются: до 671,9; 678,1 метра. На участке между 2 и 3 вершинами отметки ГНК соответственно равны 698,2; 706,4; 686,1 и 690,3 метра. На участке трех западных вершин Введеновского массива ГНК принят на отметке 700 метров. В восточной части Введеновского месторождения отмечается резкое колебание отметок газонефтяного контакта 697,9 и 634, а в пятой она 665,9 и 698,8 метра.
 

Отметки кровли газоносных карбонатов изменяются от 509,9 до 608,2 метра. ГНК в линзе карбонатов находится в пределах отметок 634,6 и 691,9 принята отметка 680 метров. Залежь нефти в Введеновском рифе по своему строению является массивной. Этаж нефтегазоносности достигает 410 метров. Высота газовой шапки равна 103 метра, этаж нефтегазоносности 307 метров.

Общая толщина продуктивной толщи Введеновского месторождения изменяется от 0 до 410 метров, при этом толщина газоносности достигает 100, а нефтеносной до 300 метров. Средняя толщина продуктивной толщи составляет 208,6 метров. Эффективная толщина продуктивной части рифа равна 91,5 метра (37,6 процента от общей), в том числе по газоносной зоне 27,1 метра (50,7 процента); по нефтеносной зоне 64,4 метра (32,7 процента). Средняя глубина залегания продуктивных горизонтов 1125 м. Общая мощность их 494 м., эффективная 0-52 м. Этаж нефтеносности 300 м., газоносности - 160 м. ВНК в первоначальный период установлен на отметке - 1010 м., ГНК на отметке - 770 м. Воды подпирающие залежь, малоактивные.

Состояние разработки месторождения

Введеновская площадь была введена в разведку в апреле 1951 года. В декабре 1953 года из разведочной скважины номер 16 был получен фонтан нефти с дебитом 102 тонны в сутки через 10 миллилитровый штуцер. В марте 1954 года с пуском в эксплуатацию нефтепровода, соединяющего Введеновское месторождение с нефтепроводом, идущем от Старо-Казанковского и Столяровского месторождений в Ишимбае, была начата опытная эксплуатация скважин. Разбуривание месторождения было завершено в 1960 году. Разработка месторождения началась с 1954 года. По мере оконтуривания площадь была разбурена 160 скважинами по сетке 170х170 м и разрабатывалась без поддерживания пластового давления. Максимальный уровень добычи нефти 1238,6 тыс. тонн был достигнут в 1957 году и газа 154,7 млн. м³ в 1960 году. По мере выработки запасов пластовое давление падало и добыча снижалась. За последние годы давление снизилось до 1,0-1,5 МПа. Режим работы залежи менялся от упруго-газонапорного в начальной стадии, через режим растворенного газа до гравитационного.

Подсчет запасов нефти Введеновского месторождения был проведен 1955 году объемно-статистическим методом, и по всему Введеновскому месторождению в 1956 году. Проекты разработки составлены в 1955 и 1956 годах. В связи с малодебитностью часть скважин за последние годы была законсервирована или ликвидирована. Действующий фонд остался в количестве 128 скважин. По Введеновскому месторождению проектный коэффициент нефтеотдачи - 37%, а текущий КИН - 36.9%. Поэтому запасы по месторождению в основном выработаны. Для проведения дальнейшей эксплуатации месторождения необходимо внедрять в широком масштабе технологии увеличения нефтеотдачи и интенсификацию добычи нефти.