Коллектора характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью и сравнительно невысокими фильтрационо-емкостными свойствами. Так, пористость в среднем около 16%, проницаемость - 0,213 мкм2. Средняя нефтенасыщенная толщина 7,5м. Нефть, насыщающая эти породы, высоковязкая (72,7 мПа-с). По поверхностным пробам нефть высокосмолистая (17,78%), высокопарафинистая (6,09%).
Нефть по химическому составу высокосернистая, парафинистая и смолистая, тяжелая и высоковязкая. Газонасыщенность нефтей Мишкинского месторождения незначительная. Залежи лишены газовых шапок.
В 1995-96 годах силами СП 16/96 АО «Пермнефтегеофизика» в районе Мишкинского месторождения с целью до разведки проведены дополнительные сейсмические исследования с целью уточнения геологического строения нижнего карбона, девона, венда и рифея. По результатам проведенных работ составлены структурные карты по отложениям карбона, девона, рифея. Проведенные детальные работы позволили уточнить структурные планы и сделать выводы о перспективности девонских отложений для поисков нефти, так выявлен ряд структур находящихся в непосредственной близости к Мишкинскому месторождению.
Результаты разведочного и эксплуатационного бурения на юго-западе Воткинского купола показали, что залежи нефти верейского горизонта и башкирского яруса сливаются в единую залежь с аналогичными залежами Лиственского месторождения. В соответствии с полученными результатами испытания и ГИС по скважинам водонефтяной контакт по пластам В-П, B-III вскрыт, соответственно на отметках -1040м и -1042м, что соответствует утвержденному. По отложениям башкирского яруса наблюдается ступенчатое погружение этажа нефтеносности в сторону Лиственского месторождения, водонефтяной контакт условно принят в этом районе на абс. отм. -1053м.
По среднему карбону залежи месторождений разделены условной линией, проходящей через скважины 4331, 4362. В 1994-1995, гг. выполнен прирост запасов нефти по башкирским и верейским отложениям в данном районе.
Результаты прироста запасов, подсчетные параметры этой части залежи приведены в таблице 2.
Таблица 2
Подсчетные параметры и запасы нефти (сочленение Мишкинского и Лиственского месторождений )
| Площадь, тыс. м2 | Эфф. н/н толщина, м | Объем,тыс. м3 | Коэффициенты | Плотность,г/см3 | Балансов.Запасы, тыс. т | К ИН | Извлек, запасы, тыс .т | ||
| пори стос-ти,д. ед. | нефте-насыщд. ед. | пересчётный | |||||||
| Пласт В-П | |||||||||
| 7005,7 | 2,75 | 19233,4 | 0,17 | 0,72 | 0,978 | 0,8985 | 2068,7 | 0,34 | 703,4 |
| Пласт В-Ш | |||||||||
| 5184,5 | 1,22 | 6312,3 | 0,15 | 0,67 | 0,978 | 0,8985 | 557,5 | 0,34 | 189,5 |
| Башкирский ярус | |||||||||
| 3721,6 | 2,8 | 10418,3 | 0,14 | 0,78 | 0,968 | 0,8949 | 985,5 | 0,34 | 331,1 |
По результатам эксплуатационного бурения в южной части Воткинского купола (скв. 2103, 2128, 2144, 2315) произошло расширения контура нефтеносности по пласту В-III; по данным опробования и материалам ГИС водонефтяной контакт принят на абс. отм.-1042м, что соответствует утвержденному. Прирост запасов нефти по пласту В-III; выполнен в 1997г., результаты подсчета запасов приведены в таблице 3.
| Категория | Площадь, тыс. м2 | Эфф н/н тол- щина, м | Объем, тыс. м3 | Коэффициенты | Плотность, г/см3 | Балан- сов. Запасы, тыс. т | К И Н | Извлек, запасы, тыс.т | ||
| Пори стос- ти,д. Ед. | нефтена-сыщ д. Ед. | пересчёт- ный | ||||||||
| B-III | ||||||||||
| С 1 | 2363,9 | 1,24 | 2932,0 | 0,18 | 0,75 | 0,956 | 0,8963 | 339,2 | 0,34 | 115,3 |
На Черепановском поднятии Мишкинского месторождения в 1989-2000г.г. велись геологоразведочные работы. Пробурено восемь разведочных скважин (247, 249, 250, 251, 252, 253, 255, 131), силами «Пермнефтегеофизика» проведены детализационные сейсморазведочные работы. В 2000 году проведена переинтерпритация данных сейсморазведки с учетом последних результатов (бурения скв.131 на Южно-Черепановском поднятии), а так же дополнительно использован сейсморазведочный материал по Пермской области для уточнения структурных построений в восточной части поднятия. Результаты этих работ показали, что структурный план более сложный, чем представлялось ранее.
При первоначальном подсчете запасов были выделены два небольших купола разделенные прогибом в районе скважины 212, западный, соединяющейся с собственно Воткинским поднятием и восточный частично выходящий за пределы Удмуртии на территорию Пермской области. Материалы сейсмики и глубокое разведочное бурение показали, что этот район по отложениям нижнего карбона представляет собой совокупность мелких структур, с которыми связаны залежи нефти в турнейских и яснополянских отложениях. По среднему карбону разрозненные залежи объединяются в более крупные - это р-н скв. 247-131 и 249-255.
Анализ имеющихся материалов позволил уточнить границы, нефтенасыщенные толщины, коллекторские свойства, положение ВНК и выполнить подсчет запасов по продуктивным отложениям.
Залежи нефти турнейского яруса
Залежь нефти кизеловского горизонта связана с Южно-Черепановским поднятием в районе 131 скважины. По данным ГИС и перфорации уровень категории C1 и ВНК условно принят на абс. отм. -1362,3м. Данные подсчета запасов приведены в таблице 4.
Отложения черепетского горизонта нефтенасыщены в четырех скважинах: 253, 131, 252, 249. Каждая залежь в районе этих скважин приурочена к отдельному куполу с собственным ВНК: в районе скв. 253 - ВНК - 1377,5м, район скважины 131-ВНК принят на абс. отм. -1369,3м, р-н скважины 252 водонефтяной контакт на абс. отм. - 1376м, р-н скв. 249 ВНК - 1395,9м. Запасы нефти по черепетскому горизонту отнесены к категории С1. Данные подсчета запасов приведены в таблице 4.
Таблица 4. Подсчетные параметры и запасы нефти (турнейский ярус Черепановского поднятия)
| Категория | Площадь,тыс. м2 | Эфф н/н толщина, м | Объём, тыс. м3 | Коэффициенты | Плотность,г/см3 | Балансов, запасы, тыс. т | К И Н | Извлек, запасы, тыс. т | ||
| Пориос-ти,д. ед. | Нефте-насыщд. ед. | Пересчётный | ||||||||
| Черепетский горизонт Район скв. 253 | ||||||||||
| С1 | 710,3 | 1,97 | 1401,4 | 0,12 | 0,66 | 0,990 | 0,922 | 101,3 0,39 | 39,5 | |
| Район скв. 252 | ||||||||||
| С1 | 851,1 | 2,13 | 1813,5 | 0,13 | 0,81 | 0,990 | 0,922 | 174,3 | 0,39 | 68,0 |
| Район скв. 131 | ||||||||||
| С1 | 604,6 | 0,7 | 429,6 | 0,14 | 0,80 | 0,985 | 0,914 | 44 | 0,39 | 17 | |
| Район скв. 249 | ||||||||||
| С1 | 1858,5 | 1,36 | 2530,55 | 0,12 | 0,78 | 0,985 | 0,910 | 212 | 0,39 | 83 |
| Итого | 492 | 207,5 | ||||||||
| Кизеловский горизонт Район скв. 131 | ||||||||||
| С1 | 477,4 | 0,6 | 286,5 | 0,15 | 0,74 | 0,985 | 0,926 | 29 | 0,39 | 11 |
Залежи нефти яснополянского надгоризонта
Пласт T1-II. На первоначальном этапе разведки залежь нефти по тульскому горизонту была открыта в районе скважины 187. По результатам геологоразведочных работ выявлены залежи нефти в районе скважины 252, 249-255, 253-131. В 2000 году по результатам геологоразведочных работ и с учетом переинтерпритации сейсморазведочных материалов выполнен оперативный подсчет запасов нефти. Водонефтяной контакт по залежам определялся по данным ГИС и испытания пласта. В районе скважин 253-131; 187 - ВНК принят на абс. отм. - 1327,5м, что соответствует ранее утвержденному ГКЗ; в р-не скв. 252 - ВНК условно принят на абс. отм. -1329м. В районе скв. 249 -255 часть площади подсчета, а, следовательно, и запасы отнесены к Пермской области. Водонефтяной контакт в этом районе принят условно на абс. отм..- 1349,6м. (граф, прил.) Все запасы по тульскому горизонту отнесены к категории С1 .
Пласт Вb. Бобриковские отложения нефтенасыщены в скважинах 252, 255. В скв. 255 бобриковский пласт испытан совместно с пластом Т1-П, и его толщина учтена при подсчете запасов тульского горизонта. Запасы нефти по залежи С ibbподсчитаны в районе скв. 252. Залежь нефти пластовая сводовая, пласт представлен тремя пропластками, граница категории С1 и ВНК залежи условно принят на абс. отм.-1337м. Результаты подсчета запасов по яснополянскому надгоризонту представлены в таблице 5.
Таблица 5
Подсчетные параметры и запасы нефти (яснополянский надгоризонт Черепановского поднятия)
| Категория | Площадь, тыс. м2 | Эфф н/н толщина, м | Объём, тыс. м3 | Коэффициенты | Плотность,г/см3 | Балансов, запасы, тыс. т | К И Н | Извлек, запасы, тыс. т | ||||||||||||||||
| пори стос-ти,д. ед. | нефте-насыщд. ед. | Пересчётный | ||||||||||||||||||||||
| Пласт Т1-ИРайон скв. 131-253 | ||||||||||||||||||||||||
| С1 | 2752,8 | 1,13 | 3119,1 | 0,19 | 0,67 | 0,990 | 0,911 | 358 | 0,42 | 150 | |||||||||||||||
| Район скв. 252 | ||||||||||||||||||||||||
| С1 | 1051,5 | 2,46 | 2589,1 | 0,20 | 0,82 | 0,984 | 0,899 | 376 | 0,42 | 153 | |||||||||||||||
| Район скв 187 | ||||||||||||||||||||||||
| С1 | 2049,9 | 3,77 | 7527,6 | 0,22 | 0,77 | 0,990 | 0,905 | 1143 | 0,42 | 480 | ||||||||||||||||
| Район скв. 249 - 255 | ||||||||||||||||||||||||
| С1 | 3887,1 | 2,13 | 8291,4 | 0,17 | 0,74 | 0,966 | 0,911 | 918 | 0,42 | 386 | ||||||||||||||
| По Удмуртии | ||||||||||||||||||||||||
| С1 | 2688 | 2,48 | 6416,2 | 0,17 | 0,74 | 0,966 | 0,911 | 710 | 0,42 | 298 | ||||||||||||||
| Пласт С1 ВВ | ||||||||||||||||||||||||
| С1 | 389,9 | 2,16 | 841,9 | 0,17 | 0,80 | 0,984 | 0,899 | 101 | 0,42 | 43 | ||||||||||||||
| Итого по УдмуртииС1 | 2688 | 0,42 | 1129 | |||||||||||||||||||||
Залежь нефти башкирского яруса