Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 2003
Источник информации: ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 4.45 км²
Агбязовское нефтяное месторождение
Агбязовское нефтяное месторождение расположено на землях Актанышского района РТ с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1985 году, введено в пробную эксплуатацию в 2002 году на основании «Проекта пробной эксплуатации мелких залежей Агбязовского участка», в разработку – в 2005 году. В тектоническом отношении оно находится в пределах Масогутовского блока краевой части северо-восточного склона ЮТС. Промышленно нефтеносными на месторождении являются отложения тульского и бобриковского горизонтов нижнего карбона. Выявлено и введено в разработку 2 залежи нефти, контролируемые Агбязовским поднятием (рис. 1). Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл. 1, рис. 2). Залежи по своему строению относятся к пластово-сводовым (табл. 1). Коллекторы отложений тульского и бобриковского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами (поровый тип). По результатам исследований пластовых и поверхностных проб нефти месторождения можно отнести к тяжелым, сернистым, парафинистым, высоковязким (табл. 2).
Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ (табл. 1). Все запасы категории С1 сосредоточены в терригенных коллекторах.
Таблица 1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Агбязовского месторождения
Технологическая схема разработки месторождения составлена в 2005 г. В ней предусматривается проведение изоляционных работ по отсечению подошвенных вод, снижение темпа отбора на время проведения изоляционных работ и в дальнейшем возврат к первоначальным депрессиям, бурение двух боковых горизонтальных стволов, поддержание пластового давления путем циклической закачки сточной воды.
Таблица 2 Характеристика нефтей продуктивных отложений Агбязовского месторождения
По состоянию на 01.01.2006 г. весь фонд составляет 15 скважин, в том числе эксплуатационных – 11, нагнетательных – 2, прочих – 2. Все добывающие скважины работают механизированным способом. В 2005 г. отбор нефти составил 17,732 тыс.т. Среднегодовая обводненность – 63,2%. Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по объектам составило: по тульскому – 12,3 МПа, по бобриковскому – 12,6 МПа. Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. составил 110,113 тыс.т, в том числе нефти – 50,893 тыс.т (18,45% от НИЗ) и воды – 59,220 тыс.т. Для компенсации отбора жидкости закачано 51,617 тыс.м3 воды. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,053, водонефтяной фактор составил 1,16 д.ед. при средней обводненности 53,8%.
Рис. 1. Агбязовское месторождение. Выкопировка со структурной карты по кровле коллекторов бобриковского горизонта
Рис. 2. Агбязовское месторождение. Карта разработки бобриковского объекта
Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан тульский – 21,43% от НИЗ, текущая обводненность – 71,1%, средний дебит по нефти – 0,77 т/сут, по жидкости – 2,68 т/сут. Залежь тульского объекта разрабатывается единичной скважиной. Месторождение находится на начальной стадии разработки.
Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений / Под ред. проф. Р.Х. Муслимова. – В 2-х томах. – Т.2. – Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007. – 524 с.
Следующее Месторождение: Рудневское