Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1998
Источник информации: ПП_2020г. (актуально на 2023г.)
Метод открытия:
Площадь: 10.97 км²
Алексеевское нефтяное месторождение
Алексеевское нефтяное месторождение расположено на землях Бавлинского района РТ и северной части Северного района Оренбургской области с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1962 году, введено в разработку в 1978 году.
В тектоническом отношении оно расположено в пределах юго-восточного склона ЮТС. Промышленные скопления нефти связаны с терригенными породами старооскольского, муллинского горизонтов среднего девона, пашийского горизонта верхнего девона и карбонатными отложениями данково-лебедянского, заволжского горизонтов фаменского яруса верхнего девона, а также с карбонатными породами кизеловского горизонта турнейского яруса и терригенными породами бобриковского и тульского горизонтов визейского яруса нижнего карбона.
Таблица 1. Геолого-геофизические характеристики продуктивных отложений Алексеевского месторождения.
Месторождение относится к числу сложных, включает 54 залежи в 8 стратиграфических объектах, контролируемых 36 поднятиями.
Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу. Залежи по своему строению относятся к пластово-сводовым, структурно-литологическим и массивным. Продуктивные пласты терригенного девона сложены кварцевыми песчаниками и алевролитами с гранулярным типом пористости.
Залежи относятся к типу структурно-литологических. Карбонаты представлены в основном известняками, участками доломитизированными с трещинно-кавернозно-поровым и трещинно-поровым типом коллекторов.
Таблица 2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Алексеевского месторождения
Анализ исследований пластовых и поверхностных проб нефти месторождения показывает, что их качество улучшается сверху вниз по разрезу. Наилучшими свойствами обладают нефти отложений терригенного девона, которые характеризуются наименьшими вязкостями и плотностями в пластовых условиях, содержанием серы и парафина и наибольшим газосодержанием. Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью.
Таблица 3.Характеристика попутных газов продуктивных отложений Алексеевского месторождения
Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ. 50% запасов от НИЗ категории АВС1 сосредоточены в карбонатных коллекторах. Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1998 г. В ней предусматривалось выделение 2 самостоятельных объектов эксплуатации: девонского и кизеловского. Остальные продуктивные горизонты – заволжский, данково-лебедянский и тульско-бобриковский – подключаются к разработке как объекты возврата после отработки основных объектов. Размещение проектного фонда по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400х400 м.
Рис.1. Алексеевское месторождение. Геологические профили по продуктивным горизонтам.
Проектный фонд для разбуривания 167 скважин. Способ добычи механизированный. На крупных залежах внедрение поддержания пластового давления путем площадного и приконтурного заводнения согласно намеченным системам воздействия. Режим закачки циклический. Применение на карбонатных коллекторах новейших технологий строительства вертикальных и вертикально-наклонных скважин. Воздействие на пласт по мере снижения производительности скважин кислотными растворами по рекомендуемым технологиям.
В связи с пересчетом запасов нефти в 2003 году составлена ТСР по Алексеевскому месторождению. По рекомендуемому варианту предусматривалось выделение 2 самостоятельных объектов эксплуатации: девонский, объединяющий залежи пашийского, муллинского, ардатовского и данково-лебедянского горизонтов. Пашийский объект выделен базисным. Вторым выделен объект, объединяющий залежи кизеловского и заволжского горизонтов. Бурение скважин по сетке с расстоянием между скважинами 350х450 м, общим фондом 114. Поддержание пластового давления путем внутриконтурного заводнения с соотношением нагнетательных и добывающих скважин 1: 3,6. Разработку мелких залежей предусмотрено вести на естественном режиме. Внедрение технологий МУН (АХВ, НСКО, ВУС), за счет которых можно добыть 197 тыс.т дополнительной нефти. Оптимальное забойное давление рекомендовано равным на тульско-бобриковском и турнейском продуктивных объектах 3 – 4 МПа, на заволжском и данковолебедянском – 4 – 5 МПа, на девонском – 7 – 8 МПа, при пластовом давлении 15,0; 16,1; 18,3 соответственно.
По состоянию на 01.01.2006 г. весь фонд составляет 152 скважины, в том числе эксплуатационных – 102, нагнетательных – 2, прочих – 48 (рис. 8.4). Все добывающие скважины работают механизированным способом. В 2005 г. отбор нефти составил 164 тыс.т. Среднегодовая обводненность – 27,1%.
Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по основному кизеловскому объекту составило 9,0 МПа. Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. составил 2682 тыс.т, в том числе нефти – 1287 тыс.т (26,2% от НИЗ по категории АВС1) и воды – 1395 тыс.т. Для компенсации отбора жидкости закачано 100 тыс.м3 воды. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,052, водонефтяной фактор составил 1,08 д.ед. при средней обводненности 27,1%.
Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан кизеловский – 36,6% от НИЗ, текущая обводненность – 18,5%, средний дебит по нефти – 5,2 т/сут, по жидкости – 6,4 т/сут. Залежь ардатовского горизонта разрабатывается одной скважиной, и отбор от НИЗ составляет 6,7%, текущая обводненность – 21,6%, средний дебит по нефти – 0,7 т/сут, по жидкости – 0,9 т/сут.
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: Дербетовское