Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1963
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 18.75 км²
Ашальчинское нефтяное месторождение
Ашальчинское нефтяное месторождение расположено на землях Черемшанского и Альметьевского районов РТ с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1963 году, введено в разработку в 1981 году.
В тектоническом отношении оно приурочено к Уратьминско-Черемшанской валообразной структурной зоне, осложняющей западный склон ЮТС.
Промышленно нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения каширского, верейского, башкирского возрастов среднего карбона, тульского, бобриковского, турнейского возрастов нижнего карбона и кыновского горизонта верхнего девона.
Выявлено и введено в разработку 59 залежей нефти, контролируемых 5 поднятиями (рис. 1). Залежи нефти в отложениях башкирского и турнейского возрастов осложнены врезами ранневерейского и ранневизейского времени.
Табл. 1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Ашальчинского месторождения
В компенсирующих врезы терригенных осадках соответственно верейского и радаевского возрастов выявлены залежи нефти, гидродинамически связанные с вмещающими породами по латерали и в отдельных скважинах по вертикали.
Рис.1.Выкопировка с карты разработки бобриковского объекта
Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл. 1, рис. 2). Залежи по своему строению относятся к пластовосводовым и массивным (рис. 3, табл. 1).
Табл. 2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Ашальчинского месторождения
Коллекторы отложений кыновского и пашийского, тульского, бобриковского и радаевского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами (поровый тип), турнейского, алексинского, башкирского, верейского и каширского возрастов – преимущественно известняками нескольких структурно- генетических разностей с прослоями доломитов, характеризующихсямикро- и макротрещиноватостью хаотичного и субвертикального направления, которая является основной флюидопроводящей системой (преимущественно трещиннопоровый тип, табл. 1).
Рис.2.Выкопировка с карты разработки турнейского объекта
По результатам исследований пластовых и поверхностных проб нефти месторождения можно отнести к тяжелым, сернистым, парафинистым, маловязким – в отложениях девона и высоковязким – в отложениях карбона (табл. 2). Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью, приведена в таблице 3.
Табл. 3. Характеристика попутных газов продуктивных отложений Ашальчинского месторождения (однократное разгазирование; мольное содержание, %)
Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ. 72,2% запасов от НИЗ категории С1+2 сосредоточены в карбонатных коллекторах.
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1992 г. В ней Ашальчинское месторождение нахо илось в составе Лангуевской группы.
В связи с пересчетом запасов нефти в 2006 году в ТатНИПИнефть составлена ТСР по Ашальчинскому месторождению.
По рекомендуемому варианту предусматривалось выделение пяти самостоятельных объектов эксплуатации в отложениях каширского, верей-башкирского, тульскобобриковского, турнейского, кыновского возрастов, бурение 71 скважины по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 метров, общим фондом 347, поддержание пластового давления комбинированное, сочетающее линейное, очаговое, приконтурное и законтурное, применение МУН (НСКО, КНН, ТИВ, АСПО, МИА-пром, КХДВ-СНПХ-9030, СНПХ-9633 и НБП, ГРП). Оптимальное забойное давление рекомендовалось равным: на верейбашкирский объект – 3 МПа, на тульско-бобриковский объект – 4,5 – 5 МПа, на турнейский объект – 4,5 – 5 МПа, на кыновский объект – 8,5 – 9 МПа.
Рис.3. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона
По состоянию на 01.01.2006 г. весь фонд составляет 277 скважин, в том числе эксплуатационных – 187, нагнетательных – 38, прочих – 52 (рис.11.4). Все добывающие скважины работают механизированным способом. В 2005г. отбор нефти составил 250,000 тыс.т. Среднегодовая обводненность – 60,1%.
Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по объектам составило: по бобриковскому – 9,41 МПа, по тульскому – 7,11 МПа, по турнейскому – 8,51 МПа.
Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. Составил 4827,852 тыс.т, в том числе нефти – 2648,931 тыс.т (40,14% от НИЗ по категориям С1+С2) и воды – 2178,921 тыс.т (рис.4).
Рис.4. Ашальчинское месторождение. Динамика показателей разработки
Для компенсации отбора жидкости закачано 3950,223 тыс.м3 воды. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,067, водонефтяной фактор составил 0,82 д.ед. при средней обводненности 60,1%.
Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан бобриковско-радаевский – 87,2% от НИЗ, текущая обводненность – 63,8%, средний дебит по нефти – 5,75 т/сут, по жидкости – 15,9 т/сут. Кыновский – 39,34% от НИЗ, текущая обводненность – 53,6 %, средний дебит по нефти – 3,75 т/сут, по жидкости – 8,08 т/сут. Тульский – 37,33% от НИЗ, текущая обводненность – 45,5%, средний дебит по нефти – 6,34 т/сут, по жидкости – 11,63 т/сут. Остальные горизонты выработаны незначительно.
Месторождение находится на начальной стадии разработки.
Источник информации: 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.
Следующее Месторождение: Ашировское