Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1940
Источник информации: ПП_2023г.+2024г.
Метод открытия:
Площадь: 256.15 км²
Аксубаево-Мокшинское нефтяное месторождение
Аксубаево-Мокшинское нефтяное месторождение расположено на землях Аксубаевского района РТ с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1960 году, введено в разработку в 1987 году. В тектоническом отношении оно приурочено к Аксубаево-Эштебенькинскому валу, осложняющему восточный борт Мелекесской депрессии. Промышленно нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения каширского, верейского, ашкирского возрастов среднего карбона и тульского, бобриковского, турнейского возрастов нижнего карбона. Выявлено и введено в разработку 104 залежи нефти, контролируемые 18 поднятиями. Залежи нефти в отложениях турнейского яруса осложнены врезами.
Таблица 1. Геолого-геофизические характеристики продуктивных отложений Аксубаево-Мокшинского месторождения.
В компенсирующих врезы осадках радаевского возраста выявлено 2 залежи нефти (на Баландинском и Мокшинском участках), гидродинамически связанные с вмещающими породами по латерали. Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу. Залежи по своему строению относятся к пластово-сводовым и массивным.
Таблица 2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Аксубаево-Мокшинского месторождения
Коллекторы отложений тульского, бобриковского и радаевского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами (сверху вниз, пласты С1 тл-1, тл-2, тл-3, тл-4, С1 бр 3, С1 бр 2,С1 бр 1, С1 бр 0 ), турнейского, башкирского, верейского и каширского 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 и высоковязким. Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью. Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ. 80,2% запасов от НИЗ категории С1+2 сосредоточены в карбонатных коллекторах.
Рис.1. Аксубаево-Мокшинское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений среднего и нижнего карбона.
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1989 г., в ней предусматривалось выделение шести самостоятельных объектов эксплуатации, приуроченных к отложениям кыновско-пашийского, турнейского, тульско-бобриковского, башкирского, верейского и каширского возрастов, размещение проектного фонда по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 350х350 м. Затем возникла необходимость разукрупнения существующих объектов эксплуатации. В связи с пересчетом запасов нефти в 2005 году в ТатНИПИнефть составлена ТСР по Аксубаево-Мокшинскому месторождению.
По рекомендуемому варианту предусматривалось выделение пяти самостоятельных объектов эксплуатации в отложениях турнейского, тульско-бобриковского, башкирского, верейского и каширского возрастов, бурение 255 скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м, на Мокшинском участке 300 м, общим фондом 460, поддержание пластового давления путем очагово-избирательного и площадного заводнения, применение МУН. По состоянию на 01.01.2006 г. весь фонд составляет 144 скважины, в том числе эксплуатационных – 104, нагнетательных –15, прочих – 25. Все добывающие скважины работают механизированным способом. В 2005 г. отбор нефти составил 85,449 тыс.т. Среднегодовая обводненность – 34,8%. Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. В среднем по объектам составило: по верейскому – 6,94 МПа, по бобриковскому – 10,9 МПа, по турнейскому – 8,96 МПа.
Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. составил 880,134 тыс.т, в том числе нефти – 683,421 тыс.т (6,3% от НИЗ по категориям С1+С2) и воды – 196,713 тыс.т. Для компенсации отбора жидкости закачано 723,085 тыс.м3 воды. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,009, водонефтяной фактор составил 0,29 д.ед. при средней обводненности 34,8%. Степень выработанности запасов нефти по объектам примерно одинакова и незначительна. Месторождение находится на начальной стадии разработки.
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: Собохаинское