Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1968
Источник информации: ПП_2019г.+ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 85.85 км²
Аксаринское нефтяное месторождение
Аксаринское нефтяное месторождение расположено на землях Заинского района РТ с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1968 году, введено в разработку в 1986 году. В тектоническом отношении оно приурочено к Мельнинской структурной террасе, осложняющей северную часть западного склона ЮТС.
Промышленно нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения верейского, башкирского возрастов среднего карбона, тульского, бобриковского, турнейского возрастов нижнего карбона и кыновского, пашийского возрастов верхнего девона.
Выявлено и введено в разработку 47 залежей нефти, контролируемых 17 поднятиями. Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу.
Залежи нефти в отложениях турнейского яруса осложнены врезами. В компенсирующих врезы осадках радаевского возраста выявлены залежи нефти, гидродинамически связанные с вмещающими породами по латерали и в отдельных скважинах по вертикали.
Таблица 1. Геолого-геофизические характеристики продуктивных отложений Аксаринского месторождения.
Залежи по своему строению относятся к пластовосводовым и массивным. Коллекторы отложений кыновского и пашийского, тульского, бобриковского и радаевского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами турнейского, башкирского, верейского возрастов – преимущественно известняками нескольких структурно-генетических разностей с прослоями доломитов, характеризующихся микро- и макротрещиноватостью хаотичного и субвертикального направления, которая является основной флюидопроводящей системой (преимущественно трещинно-поровый тип. Нефти месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб можно отнести к тяжелым, сернистым, парафинистым, маловязким – в отложениях девона и высоковязким – в отложениях карбона.
Таблица 2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Аксаринского месторождения
Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ. 54% запасов от НИЗ категории С1+2 сосредоточены в карбонатных коллекторах.
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1978 г. В ней предусматривалось выделение одного эксплуатационного объекта – кыновского, который планировалось разбурить квадратной сеткой с расстоянием между скважинами 500 м. Затем возникла необходимость выделения объектов верхних горизонтов и ввода их в эксплуатацию. За период разработки Аксаринского месторождения (с 1981г.) составлено пять проектных документов, в последнем из которых, выполненном ТатНИПИнефть в 2003 г., предлагается выделить шесть объектов разработки, по которым пересчитанные и утвержденные балансовые запасы нефти распределяются следующим образом (снизу вверх по разрезу: кыновско-пашийский – 10%, турнейский – 50%, бобриковский – 16,5%, тульский – 8,9%, башкирский – 6,0%, верейский – 8,7%. Рекомендуется ускоренное разбуривание месторождения в течение 3 лет (2006 – 2008гг.) по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400х400 м кыновского и 300х300 м верейского, бобриковского, турнейского эксплуатационных объектов. Для бурения предлагается 49 скважин, из них 32 добывающие (в т.ч. 13 ГС), 7 нагнетательные, 10 резервные. Система заводнения приконтурная и площадная, с применением циклического заводнения. Разработка башкирского яруса на естественном режиме. Применение методов повышения нефтеотдачи (ПАВ ОП-10, гидрофобная эмульсия, КПАС, СНПХ-9633, ВУС, НСКО, КНН) с дополнительной добычей 105,2 тыс.т.
Рис.1. Аксаринское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона.
В 2005 г. отбор нефти составил 22,372 тыс.т. Среднегодовая обводненность – 31,7 %. Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по объектам составило: по верейскому – 5,78 МПа, по тульскому – 8,9 МПа, по бобриковскому – 9,83 МПа, по турнейскому – 7,35 МПа, по кыновско-пашийскому – 16,43 МПа, в целом по месторождению – 9,5 МПа. Дефицит давления в зоне отбора в среднем равен 2,1 МПа.
Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. Составил 385,671 тыс.т, в том числе нефти – 256,121 тыс.т (7,0% от НИЗ по категориям С1+С2) и воды – 129,550 тыс.т (рис. 5.4). Для компенсации отбора жидкости закачано 38,889 тыс.м3 воды. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,025, водонефтяной фактор составил 0,51 д.ед. Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан кыновско-пашийский объект – 23,73% от НИЗ, текущая обводненность – 74,7%, средний дебит по нефти – 2,2 т/сут, по жидкости – 8,6 т/сут. Залежи нефти в отложениях турнейского возраста разрабатываются 13 скважинами, отбор от НИЗ составляет 10,85%, текущая обводненность – 8,9%, средний дебит по нефти – 3,5 т/сут, по жидкости – 3,9 т/сут. Залежи верейского, тульского и бобриковского возрастов разрабатываются единичными скважинами.
Источник: 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. ISBN 978-5-9690-00083-4
Следующее Месторождение: Уратьминское