Нефтепромысловая геология. 2

Содержание

1. Миграция нефти и газа в  земной коре. Формирование скопления  углеводородов. Закономерности размещения  нефти и газа……………………2

2. Методы подсчетов запасов нефти  и газа. Объемный метод.  
Метод материального баланса. Понятие о коэффициенте извлечения нефти……………………………………………………………………………….7

3. Особенности геологического строения  нефтяных месторождений  
в Удмуртской Республике………………………………………………………16

4. Происхождение нефти и газа, основные гипотезы…………………..21

5. Запасы и ресурсы нефти и  газа. Классификация запасов  
нефти и газа………………………………………………………………………28

6. Список используемой литературы…………………………………….42

1. Миграция нефти и газа в  земной коре. Формирование скопления  углеводородов. Закономерности размещения  нефти и газа.

Миграция нефти и газа - перемещение  нефти и газа в земной коре под  действием природных сил. Сопровождается физико-химическим взаимодействием минеральной среды и флюидов, a также фазовыми превращениями последних вследствие изменчивости геологической  
и термодинамической обстановки недр.

Различают первичную миграцию - отжатие  углеводородов совместно  
cо связанными водами из тонкозернистых, слабопроницаемых  
нефте-материнских пород в коллекторские толщи;  
вторичную - передвижение нефти, газа в водонасыщенных пластах (коллекторах), результатом которой является дифференциация этих флюидов и образование залежей, a также их последующее переформирование. Механизмы миграции нефти и газа зависят от физико-химического состояния флюидов; сил, вызывающих их перемещение в определённых термобарических условиях и путей миграции. Из механизмов миграции нефти и газа известны: фильтрация в проницаемых горных породах  
при наличии перепада давления; всплывание нефти и газа в воде, содержащейся в коллекторах; перенос их потоком подземных вод; отжатие нефти и газа при уплотнении или деформации горных пород; перемещение их под действием капиллярных и сорбционных сил; прорывы газа или нефти через глинистые пластичные слои; диффузия их в горн. породах и водах при наличии разницы концентраций. [1]

Основными движущими силами миграции нефти и газа являются гравитационные, гидравлические и молекулярного взаимодействия. Большинство исследователей признаёт возможность миграции в виде отдельных молекул и мицелл; истинных и коллоидных водных растворов; единой газовой фазы (жидкие углеводороды растворены в сжатом газе); струй жидких углеводородов. При этом роль значения отд. видов миграции нефти и газа  для разных глубин и стадий преобразования органического вещества оценивается неоднозначно. Путями миграции являются: вся масса слабопроницаемых пород и пород коллекторов; локализированные каналы - разломы растяжения, трещины и зоны повышенной трещиноватости, плоскости напластования и несогласного залегания пород.

B связи c неоднородностью слоев  миграции нефти и газа может быть рассеянной (особенно в плохо проницаемых породах), потоковой (непрерывная фаза в проницаемом пласте), плоскоструйной (по разлому) или узкоструйной (в цепи антиклиналей). По направлению движения выделяют: латеральную (боковую, внутрирезервуарную) в пределах проницаемого пласта и вертикальную (межрезервуарную) по стратиграфическому разрезу. Пo масштабам движения углеводородов различают: локальную миграцию - в пределах маленького участка, структуры и региональную - формирующую нефтегазоносные зоны. [1]

Ученые выделяют первичную миграцию из нефтематеринских пород  
в природные резервуары и вторичную миграцию – передвижение нефти  
и газа в природных резервуарах (внутрирезервуарную миграцию). Первичную миграцию называют эмиграцией. Она происходит под действием температуры и давления на нефтематеринскую толщу. Новообразованные углеводороды растворяются в воде и вместе с ней отжимаются в коллекторы. Известный геолог-нефтяник И.В. Высоцкий считает, что с глубин 3,5-4,0 км начинается газовая эвакуация углеводородов, т.е. имеются две зоны эвакуации – водяная верхняя и газовая нижняя. Углеводороды попадают в коллектор либо в водорастворенном, либо в газорастворенном, либо в свободном состоянии, перемещаясь из зон с высоким давлением в зоны с меньшим давлением. [2]

Различают латеральную (боковую) и  вертикальную миграцию.  
Одни ученые признают только вертикальную миграцию, другие являются сторонниками только латеральной миграции углеводородов.

Вертикальная миграция происходит поперек напластования, по трещинам, зонам разрывных нарушений, которые  возникают при тектонических  движениях земной коры. Латеральная  миграция происходит по пластам – коллекторам. Коллекторские свойства пород не остаются постоянными, изменяются. Например, емкостно-фильтрационные свойства гранулярных коллекторов вначале улучшаются в интервале глубин  
1,5-3,5 км, а затем ухудшаются до полного исчезновения.  
Область оптимальных коллекторов находится в интервале 1,5-2,0 км. Получается, что главная фаза нефтеобразования и зона оптимальных коллекторов почти совпадают; если не совпадают, то находятся в сходных условиях. Ниже 1,5-2,0 км уменьшается пористость, проницаемость коллекторов за счет цементации порового пространства. С глубиной глинистые покрышки ухудшаются, они теряют пластичность, растрескиваются. [2]

Миграция углеводородов в природном  резервуаре завершается  
их поступлением в ловушку, а в пределах наиболее приподнятой части ловушки происходит их накопление. Наилучшие условия для нефти создаются при встрече с пластовой сводовой ловушкой, так как формирование залежи здесь происходит в результате миграции углеводородов по всему периметру поднятия, и ловушка быстро наполняется. В худших условиях находятся тупиковые ловушки, где аккумуляция углеводородов происходит лишь с одной стороны.

Для формирования нефтяной залежи надо, чтобы ловушка на пути движения углеводородов  находилась в зоне генерации жидких углеводородов (в главной зоне нефтеобразования в интервале 2,0-4,0 км). Вопросы о дальности миграции углеводородов также не находят однозначного решения среди ученых. Значительная группа ученых считает, что дальность латеральной миграции не превышает 100-150 км  
на платформах. Предполагается, что вертикальная миграция характерна для бассейнов, структуры которых разбиты крупными и протяженными разрывными нарушениями. Глубинный диапазон нефтегазоносности бассейнов обычно не превышает 3,0 км, чем и определяется возможная дальность вертикальной миграции жидких и газообразных углеводородов. [2]

Для газа миграция по пласту – коллектору на моноклинали может превышать 340 км (по И.В.Высоцкому).  Формирование залежей углеводородов при вертикальной миграции по разрывному нарушению возможно при условии, если разрывное нарушение где-то наверху замыкается. В такой «ловушке» вверху будет газ, ниже – жидкие углеводороды. Если месторождение углеводородов многопластовое (Кулешовское месторождение нефти в Самарской области), то при сходстве состава и свойств нефти в разрезе, при наличии разрывных нарушений можно предполагать о формировании его путем вертикальной миграции углеводородов. Очень часто нефтематеринские породы контактируют с разрывными нарушениями, по которым нефть и газ поднимаются к ловушкам. Сформировавшиеся залежи имеют различный фазовый состав в зависимости от положения ловушек относительно генетических зон распределения углеводородов в земной коре (вертикальная зональность). [2]

Скопления нефти и газа известны в отложениях всех возрастов, начиная  от протерозоя до четвертичного отдела. Однако основные запасы  
их приурочены к осадочным породам определенного возраста, в то время как в породах другого возраста они присутствуют лишь в незначительных размерах. С позиции осадочно-миграционной теории происхождения нефти такое неравномерное размещение месторождений объясняется литолого-фациальными условиями образовании вмещающих толщ и особенностями тектонического строения и развития конкретной области и района. [2]

Основная часть мировых разведанных  запасов нефти сосредоточена  в палеозойских и мезозойских  отложениях, а основная часть запасов  
газа - в меловых и кайнозойских отложениях. В докембрийских и четвертичных отложениях скопления нефти и газа встречаются весьма редко и в незначительных масштабах. Для каждого материка и для каждого нефтегазоносного бассейна существуют свои закономерности распределения запасов нефти и газа по стратиграфическим комплексам. Причем основные запасы приурочены к крупным и гигантским месторождениям.

Неравномерное распределение запасов  нефти и газа по стратиграфическому разрезу объясняется периодичностью (цикличностью) геологических процессов, а именно - цикличностью процессов  накопления органического вещества в осадочных толщах. В тех отложениях, где сконцентрированы максимумы  запасов нефти и газа, содержатся и максимальные объемы каменного  и бурого угля. Это свидетельствует  о том, что нефтегазоносные толщи  формировались в периоды расцвета органического мира, в периоды  талассократических режимов развития континентов, когда значительная часть  их была покрыта относительно мелководными морями, в которых происходило  бурное развитие микроорганизмов.

2. Методы подсчетов запасов нефти  и газа. Объемный метод.  
Метод материального баланса. Понятие о коэффициенте извлечения нефти.

Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти, газа и конденсата основывается на детальном изучении недр и синтезируют  в себе все сведения, полученные в процессе поисков, разведки и разработки залежей: данные изучения минералогических и петрографических особенностей пород, физики пласта и физико-химических свойств флюидов, результаты полевых  и промыслово-геофизических исследований, сведения об условиях формирования залежей  нефти, газа и конденсата, о закономерностях размещения их в недрах. Данные петрофизического изучения нефтегазоносных толщ, опробования и испытания скважин, опытно-промышленных работ и разработки залежей, результаты промыслово-геологического изучения залежей и процессов, протекающих при их разработке. [3]

Решение этих задач в значительной мере зависит от достоверности осуществляемых подсчетов запасов месторождений  и перспективных ресурсов, а также  оценок прогнозных ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них  компонентов.

Методы подсчета запасов нефти и газа – подразделяются при подсчете запасов нефти на: 1) объемный; 2) отдача с 1 га или с 1 м²;  
3) объемно-генетический; 4) статистический; 5) материальных балансов;  
6) карт изобар; при подсчете запасов газа на: 1) объемный; 2) по падению давления; 3) материальных балансов; 4) карт изобар.

Основным методом подсчета запасов  является объемный.  
Им могут быть подсчитаны абсолютные начальные (геологические) и промышленные (балансовые) запасы нефти и газа, содержащиеся в недрах. Практически из этих запасов удается добыть только некоторую их часть. Поэтому существенно подсчитать извлекаемые при современных  
технико-экономических условиях нефть и газ, ввиду чего в формулу подсчета запасов нефти включается коэффициент отдачи. [3]

Сущность объемного метода заключается  в определении массы нефти  или объема свободного газа, приведенных  к стандартным условиям,  
в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

Этот метод является основным и  основан на определении массы  нефти, приведенной к стандартным  условиям, в насыщенных ими объемах  пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов  нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории  запасов. [4]

Если внутри продуктивного пласта (горизонта) выделено два или более проницаемых пластов, отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то запасы подсчитываются по каждому их них в отдельности.

Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов,  
то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности.

Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных  категорий.

Для подсчета запасов нефти применяют  формулу:

Q н. бал = F * h н * k п о* k н * q * r н     (1)

Q н. извл = Q н бал . h         (2)

q = 1 / b          (3)

где, Q н бал - балансовые запасы нефти, тыс. т;

F – площадь нефтеносности, тыс.  м²;

h н - средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;

k п о – коэффициент открытой  пористости, доли ед.;

k н  - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

q - пересчетный коэффициент, доли  ед.;

r н – плотность нефти в  поверхностных условиях, доли ед.;

Q н извл - извлекаемые запасы нефти, тыс. т;

h - коэффициент нефтеотдачи, доли  ед.;

b – объемный коэффициент пластовой  нефти, доли ед.

Площадь нефтеносности F контролируется внешним контуром нефтеносности  и границами распространения  проницаемых прослоев.

Контуры распространения запасов  отдельных категорий переносят  
с подсчетных планов на карты эффективных и нефтенасыщенных толщин,  
на основе которых рассчитывают F и h н. Подсчетные планы составляют  
на основе структурной карты по кровле проницаемой части продуктивного пласта. [4]

Эффективная нефтенасыщенная толщина  определяется по данным комплекса ГИС  с привлечением керна и результатов  опробования скважин. По этим данным определяются положение ВНК, кондиционные значения пористости и проницаемости.

Средневзвешенная нефтенасыщенная  толщина h н определяется внутри контура  запасов каждой категории и вычисляется  как средневзвешенная по площади. Для определения объема порового пространства объем нефтенасыщенной части пласта-коллектора F и h н умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости k п о.

Для определения объема нефти, содержащейся в залежи в пластовых условиях, необходимо объем порового пространства F *h н *k п о умножить на коэффициент нефтенасыщенности k н .

Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем F *h н *k п о *k н умножаем на плотность нефти r н.

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для  приведения объема пластовой нефти  к объему нефти, дегазированной при  стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициента  
q (3), учитывающего усадку нефти. [4]

В результате перемножения рассмотренных  параметров и коэффициентов получают балансовые запасы нефти.

Для получения извлекаемых запасов  нефти необходимо балансовые запасы умножить на коэффициент нефтеотдачи h, равный отношению извлекаемых  запасов к балансовым.

Формула для подсчета начальных геологических запасов свободного газа залежи объемным методом имеет следующий вид: 
Q г. геол. = F * h г* k п * k г * q * РТ;      (4)

где, Q г. геол. - геологические запасы газа, тыс. м³;

F – площадь газоносности, тыс.  м²;

h г - средневзвешенная газонасыщенная  толщина, м;

k п  – коэффициент открытой  пористости, доли ед.;

k г - коэффициент газонасыщенности, доли ед.;

q - пересчетный коэффициент, доли  ед.;

РТ - произведение барического и  термического коэффициентов.

РТ = [(р_оа_o–p_остa_ост)/p_ст][(T_о+t_ст)/(T_о+t_пл)];        (5)

где, р_о – среднее начальное пластовое давление в залежи, МПа;

а_o – поправка (а_o=1/Z_о), обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Z_o при давлении р_о;

p_ост – среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин равно стандартному, МПа;

a_ост – соответствующая p_ост поправка на сжимаемость реальных газов, равная l/Z_ocт;

p_ст – давление при стандартных, условиях, равное 0,1 МПа;

T_о = 273К;

t_ст =20°С;

t_пл – средняя температура в залежи в пластовых условиях, °С.

Объемный метод можно считать  универсальным для подсчета запасов  любой залежи или ее части при любой степени изученности. Основные проблемы подсчета запасов в конечном итоге сводятся к своевременному выявлению особенностей геологического строения залежи и к достоверной оценке параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.[4]

Любая залежь представляет собой сложный  объект. Его сложность обусловлена видом природного резервуара, характеристиками продуктивной структуры, типом пустотного пространства пород-коллекторов и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчивостью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, условиями залегания флюидов в недрах. Процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия и до завершения разработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежей в виде статических моделей постоянно совершенствуются, в ряде случаев приходится строить принципиально новые модели.[3]

Запасы нефти, содержащиеся в залежи, определяются на основе изучения изменений  основных показателей разработки, а  также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи. Отборы нефти, растворенного  газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение  флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом, баланс между  количеством углеводородов, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством углеводородов добытых и ещё оставшихся в недрах, не нарушается.

Следовательно, подсчет запасов  нефти методом материального  баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам  углеводородов. Метод материального баланса - основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте,  
в зависимости от изменения давления при разработке. Изменения физических параметров залежи измеряются в процессе разработки и используются при подсчете запасов нефти по уравнениям материального баланса. [3]

Для применения метода необходимо иметь  детальную информацию  
о пластовых давлениях в разных частях залежи на дату подсчета (карту изобар). Уравнения материального баланса строятся на одном из двух положений:

1) о сохранении объема (массы)  флюида - сумма объемов (или масс) добытых и оставшихся в залежи  углеводородов постоянна;

2) о постоянстве объема пор,  первоначально занятых углеводородов,  
- все изменения, происходящие в залежи при добыче, рассматриваются  
в пределах того объема пор, который был занят углеводород до начала эксплуатации.

Для первого случая:

    (6)

Для второго случая:

   (7)

где Q₀ - балансовый (начальный) запас нефти (об. ед.) при стандартных условиях;

Q_н - накопленная добыча нефти (об. ед.) на дату составления уравнения баланса;

r_p, r₀ - число объемов газа, растворенного в одном объеме нефти соответственно при ср. пластовом давлении р (на дату составления уравнения баланса) и при ср. начальном пластовом давлении р₀;

b₀ - объемный коэффициент пластовой нефти (однофазной) на начало разработки;

b₁ - объемный коэффициент двухфазной пластовой смеси нефти и газа;

V_P, V₀- объемный коэффициент пластового газа соответственно при давлении р на дату расчета и при давлении р₀;

r_р -средний газовый фактор за период добычи Q_Н объемов нефти;

δ - отношение объема пласта, содержащего газ в газовой  шапке  
(в пластовых условиях), к объему пласта, содержащего нефть  
с растворенным в ней газом (в пластовых условиях);

W - количество вошедшей  в пласт воды (об. ед.) за период  падения давления от р_о до р;

g₁ - количество воды, добытой (об. ед.) за период падения давления  
от p_о до р;

ω - объем закачанного  в пласт газа (в пластовых условиях), м³;

W₁ - объем закачанной в пласт воды, м³.

Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) - отношение величины извлекаемых  запасов к величине геологических  запасов.  
В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75  
(9-75 %).

Величина КИН зависит от геолого-физических и технологических факторов. Она  определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного  горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых  зависит величина КИН, следует отнести  отношение вязкости нефти к вязкости воды .На величину КИН оказывают  влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия -природный режим  залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и  способы интенсификации добычи нефти  и другие факторы. [6]

Коэффициенты извлечения нефти  на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей  фильтрации-на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями,-на стадиях разработки. По мелким залежам  коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов  вытеснения, охвата вытеснением и  заводнения. Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением  заводнения и других методов воздействия  на пласт, а также разрабатываемых  на природных режимах, предусматривается  единый подход к обоснованию конечного  коэффициента извлечения нефти. При  этом коэффициенты извлечения нефти  определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон. [6]

Начальные извлекаемые запасы нефти  залежи Q_изв равны произведению величин начальных геологических запасов Q_геол. и конечного коэффициента извлечения КИН: Q_изв = Q_геол* КИН. Отсюда коэффициент извлечения нефти есть отношение величин извлекаемых запасов к геологическим: 
КИН = Q_изв / Q_геол.          (8)

Проектный (конечный) коэффициент  извлечения нефти показывает, какая  часть от начальных геологических  запасов технологически может быть извлечена при разработке залежи (технологический КИН) или до предела  экономической рентабельности (экономический  КИН). 
В общем виде проектный коэффициент извлечения можно представить как: 
КИН = К_выт К_охв ,            (9)

где, К_выт – коэффициент вытеснения нефти водой; 

К_охв – коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Под коэффициентом вытеснения К_выт понимается отношение количества нефти, вытесненного при промывке коллектора рабочим агентом (водой) к начальному количеству нефти в этом коллекторе. Оценку К_выт производят в лабораторных условиях по керну. Предварительно в каждом образце создается остаточная водонасыщенность методом капилляриметрии, после чего производится насыщение модели пласта нефтью. Под коэффициентом охвата вытеснением К_охв понимается отношение объема коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть. На величину К_охв, помимо геологических факторов, в большей мере влияют технологические факторы, характеризующие систему разработки залежи (плотность сетки скважин, фонд добывающих и нагнетательных скважин, система разработки залежи, объемы отборов и закачки и др.). В настоящее время нет надежных методов прямой оценки К_охв, в связи с этим при проектировании его величину обычно оценивают обратным счетом: К_охв = КИН / К_выт При использовании данного метода К_выт оценивается либо по лабораторным данным, либо по зависимости К_выт=f(mk/_о). Величина проектного КИН может быть оценена на основе расчетов гидродинамического моделирования. Система разработки считается приемлемой, если расчетное значение К_охв>0,8. При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, также как и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные геологические запасы умножаются на проектный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами. Этот КИН используется при проектировании разработки залежей, планировании развития нефтедобывающей промышленности. Наряду с проектным КИН различают текущий коэффициент извлечения нефти, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным геологическим запасам. По мере выработки запасов величина текущего коэффициента извлечения нефти планомерно приближается к проектному КИН.[5]

3. Особенности геологического строения  нефтяных месторождений  
в Удмуртской Республике.

Удмуртская Республика размещается  в северо-восточной части  
Волго-Уральской нефтеносной провинции и занимает площадь 42 тыс.км². Волго-Уральская нефтегазоносная провинция (НГП) является второй по значимости в России после Западной Сибири, поскольку дает 24% нефтедобычи в стране. Помимо территории Удмуртии, в состав провинции входят такие регионы, как Татарстан, Башкирия, Ульяновская, Самарская, Оренбургская области и Пермский край.

Региональные особенности. Удмуртская Республика по объему нефтедобычи  занимает в настоящее время 14-е  место среди регионов России. К  региональным особенностям относятся:

- высокая степень геологической  изученности;

- преобладание трудноизвлекаемых  запасов тяжелых, высоковязких  нефтей, содержащихся в небольших  месторождениях сложного строения;

- резко повышенное содержание  в составе попутного нефтяного  газа азота (от 33 до 87%), что сильно  затрудняет его утилизацию;

- близость к экономическим  центрам страны и относительно  хорошая обеспеченность объектами  инфраструктуры.

С указанными особенностями  связаны более поздние в сравнении  
с соседними регионами сроки, невысокие темпы освоения ресурсов нефти,  
и относительно низкий для Европейской части страны коэффициент выработанности – 0,41. Сложные условия добычи при относительно благоприятных экономических условиях стимулировали ускоренное  
по сравнению с другими регионами внедрение прогрессивных способов добычи, в т.ч. бурение горизонтальных скважин, технологии теплового и паротеплового воздействия на залежи, закачку полимерных растворов и др..[7]

Поиск и разведка нефтяных месторождений, путь к первой промышленной нефти в Удмуртии был долгим и  трудным. В 1935 году на территории республики начали проводиться геофизические  исследования, а с 1939 года – структурное  бурение. Первый фонтан долгожданной удмуртской нефти был получен на Вятской  площади в 1955 году. В 1962 году открыты  Архангельское и Киенгопское, затем Гремихинское (1964 год), Областновское (1965 год), Красногорское, Чутырское и Мишкинское (1966 год) месторождения, запасы которых позволили создать новый нефтедобывающий район в Удмуртии. В 1967 году в связи с открытием нефтяных месторождений и с целью их своевременной подготовки к промысловой разработке вышел приказ Министерства нефтянойпромышленности СССР о создании нефтепромыслового управления «Удмуртнефть». История добычи нефти началась в 1969 году с уникального для Удмуртии Архангельского месторождения, содержащего высококачественную девонскую нефть. [7]