Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1951
Источник информации: РГФ-23
Метод открытия:
Площадь: 161.59 км²
Актанышское нефтяное месторождение
Актанышское нефтяное месторождение расположено на землях Актанышского района РТ с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1960 году и введено в разработку в 1995 году.
В тектоническом отношении оно расположено на северовосточном бортовом склоне ЮТС. На современном структурном плане выделяется ряд локальных брахиантиклинальных поднятий III порядка, вытянувшихся цепочкообразно с северозапада на юго-восток линейно протяженных структурно-приподнятых зон, образующих Актанышское месторождение.
Промышленно нефтеносными на месторождении являются терригенные отложения тульского, бобриковского, радаевского горизонтов, карбонатные отложения турнейского яруса нижнего карбона.
Таблица 1. Геолого-геофизические характеристики продуктивных отложений Актанышского месторождения.
Выявлено и введено в разработку 13 залежей нефти, контролируемых Казкеевским, Актанышским, Кабановским и Алимовским поднятиями. Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу. Залежи по своему строению относятся к пластово-сводовым и массивным. Коллекторы отложений тульского, бобриковского и радаевского горизонтов сложены песчаноалевролитовыми породами (поровый тип коллектора).
Таблица 2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Актанышского месторождения
Нефтеносность турнейского яруса связана с карбонатными отложениями кизеловского горизонта. Весь карбонатный комплекс в пределах локальных поднятий представляет собой единую гидродинамическую систему, чередование пористопроницаемых пород и уплотненных прослоев с развитой микротрещиноватостью и низкими изолирующими свойствами.
Турнейские залежи относятся к типу массивных. Нефти месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб можно отнести к тяжелым и средним, сернистым, парафинистым, вязким. Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью.
Рис.1. Актанышское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона.
Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ, из которыхи 71,2% от НИЗ категории B+С1 сосредоточены в терригенных коллекторах бобриковского горизонта. Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1993г., в ней предусматривалось разбуривание бобриковских залежей равномерной треугольной сеткой 400х400м; на тульских залежах, ввиду их малых размеров и некондиционных значений мощности, самостоятельная сетка размещения скважин не предусматривалась. На участках совпадений в плане контуров тульской и бобриковской залежей проектировалась совместная их разработка. На участках несовпадения объектов по разрезу – размещение самостоятельных скважин на продолжении бобриковской сетки; система воздействия на пласт – внутриконтурная и приконтурная, раздельная закачка на тульский и бобриковский горизонты. В связи с пересчетом запасов нефти в 2000 г., выработки мероприятий по совершенствованию системы разработки с целью достижения утвержденных КИН, уточнением технико-экономических показателей ООО «Промнефтепроект» составлена ТСР Актанышского месторождения, в ней рассмотрены три варианта дальнейшей разработки месторождения, из которых по технико-экономическим показателям наиболее эффективным является третий вариант разработки. По рекомендуемому варианту предусматривается бурение 40 скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м для бобриковских залежей и 350 м – для турнейских, общим фондом 19 скважин; поддержание пластового давления путем создания комбинированных систем заводнения, применение ГТМ и МУН, за счет которых можно добыть 1259,6 тыс.т дополнительной нефти. Для более раннего вовлечения в разработку запасов нефти тульского горизонта рекомендовано ОРЭ с турнейским объектом в 10 скважинах. На бобриковский горизонт предусматривается освоение под закачку 4 скважин из добывающего фонда. Для организации системы ППД на турнейский ярус планируется, кроме бурения 3 нагнетательных, освоение под закачку 4 скважин из добывающего фонда. Система заводнения на турнейские отложения – площадная (семиточечная). Предусматривается перевод 13 скважин с бобриковского на турнейский объект.
На тульский объект возврата планируется перевод с нижележащих объектов 20 добывающих и 3 нагнетательных скважин. Система заводнения избирательная. Оптимальное забойное давление рекомендовано на тульский объект – 3,5 МПа, на бобриковский – 4,2 МПа, на кизеловский – 4,0 МПа, при пластовом давлении соответственно 13,4; 13,8; 14,3 МПа. В случае обводнения продукции забойное давление следует удерживать в среднем на уровне начального давления насыщения.
По состоянию на 01.01.2006 г. весь фонд составляет 74 скважины, в том числе в добывающем фонде – 62 (1 скважина в бездействии), в нагнетательном фонде – 7 (1 скважина в освоении), прочих – 5. Все добывающие скважины работают механизированным способом. Ликвидированный фонд составляет 15 скважин. В 2005 г. отбор нефти составил 143,04 тыс.т.
Среднегодовая обводненность – 68,7%. Пластовое давление в зоне отбора в 2005г. в среднем по объектам составило: по тульскому – 8,4 МПа, по бобриковскому – 10,8 МПа, по турнейскому – 7,8 МПа. Дефицит давления составляет по объектам соответственно 3,0, 1,6 и 4,2 МПа. Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006г. составил 2825,6 тыс.т, в том числе нефти – 1361 тыс.т (29% от общих НИЗ) и воды – 1464,6 тыс.т. Для компенсации отбора жидкости закачано 912,170 тыс.м3 воды. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,082, водонефтяной фактор составил 1,076 д.ед. при средней обводненности 51,8%.
Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан бобриковский – 43,4% от НИЗ, текущая обводненность – 68,9%, средний дебит по нефти – 8,9 т/сут, по жидкости – 28,8 т/сут. Залежи тульского объекта разрабатываются единичными скважинами, отбор от НИЗ составляет – 3,8 %, текущая обводненность – 75,3%, средний дебит по нефти – 1,6 т/сут, по жидкости – 6,5 т/сут. На залежах турнейского объекта отобрано 3,0% от НИЗ, текущая обводненность – 49,7%, средний дебит по нефти – 2,6 т/сут, по жидкости – 5,1 т/сут. Залежи бобриковского и тульского горизонтов практически полностью разбурены. Наиболее интенсивно разрабатывается бобриковский объект на Казкеевском и Кабановском поднятиях; тульский и турнейский – эксплуатируются единичными скважинами на естественном режиме. 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: Альняшское