Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1964
Источник информации: РГФ-22+ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 10.56 км²
Бастрыкское нефтяное месторождение
Бастрыкское нефтяное месторождение расположено на землях Тукаевского района РТ с развитой инфраструктурой, обеспеченного системами сбора и транспорта добываемой продукции.
Месторождение открыто в 1964 году, введено в разработку в 1982 году.
В тектоническом отношении оно расположено на северном склоне ЮТС в пределах Акташско-Ново-Елховского вала.
Промышленно нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения тульского, бобриковского, турнейского возрастов нижнего карбона и заволжского, евлано- ливенского, кыновского возрастов верхнего девона.
Выявлено и введено в разработку 17 залежей нефти, контролируемых 3 поднятиями. Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл. 1).
Табл.1. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Бастрыкского месторождения
Залежи по своему строению относятся к пластовосводовым и массивным (рис. 1, табл. 1).
Рис.1.Бастрыкское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона
Коллекторы продуктивных отложений кыновского, тульского и бобриковского горизонтов сложены песчаноалевролитовыми породами (поровый тип), турнейского яруса, заволжского, евлано-ливенского горизонтов – 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, табл.1).
Нефти месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб можно отнести к тяжелым, сернистым, парафинистым, маловязким – в отложениях девона и вязким – в отложениях карбона (табл. 1, 2). Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью, приведена в таблице 3. По химическому составу подземные воды продуктивных горизонтов относятся к хлоркальциевому типу.
Табл.2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Бастрыкского месторождения
Общая минерализация составляет 235,7 – 264,3 г/л. Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ (табл.1). В карбонатных коллекторах сосредоточено 39,9% запасов от НИЗ по категории А+В+С1.
Табл.3. Характеристика попутных газов продуктивных отложений Бастрыкского месторождения (однократное разгазирование; мольное содержание, %)
Первая технологическая схема (предварительная) разработки месторождения была составлена в 1970 г., в ней предусматривалось выделение двух самостоятельных объектов эксплуатации, приуроченных к отложениям тульско-бобриковского и турнейского возрастов, размещение проектного фонда по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400х400 м. Разработку залежей осуществлять с применением ППД. Применение МУН не предусматривалось.
В 1976 году составлена комплексная техсхема, в которой принято решение о применении циклического заводнения, вытеснении воды с применением ПАВ, использовании оторочки серной кислоты. Оптимальное забойное давление рекомендовалось равным давлению насыщения по всем объектам.
В 1978 г. составлено УТЭП, в которой все рекомендации предыдущей техсхемы были сохранены. В 1983 г. Составлена следующая технологическая схема, в ней рекомендовалось для достижения утвержденного КИН: уплотнение сетки скважин и уточнение ТЭП. Разбуривание осуществлять по треугольной сетке 400х400 м. Рекомендовалось пробурить 115 скважин, общий фонд составит 124. В 1990 г. в связи с пересчетом запасов нефти составлена дополнительная записка к технологической схеме. Все мероприятия остались прежними, уточнили ТЭП. В результате разбуривания месторождения изменилось геологическое строение залежей и в 1993 г произведен новый пересчет запасов нефти, а в 1995 г. Составлен проект разработки. По рекомендуемому варианту предусматривалось: бурение 41 скважины, из них 25 основного фонда (15 вертикальных добывающих, 5ГС, 5 нагнетательных), 16 резервных; выделение трех объектов (кыновского, турнейского, тульско-бобриковского; заволжский – объект возврата), применение гидроразрыва пласта и волнового воздействия, циклического заводнения со сменой фильтрационных потоков жидкости.
По состоянию на 01.01.2006 г. весь фонд составляет 104 скважины, в том числе эксплуатационных – 73, нагнетательных – 11, прочих – 20 (рис.2). Все добывающие скважины работают механизированным способом. Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. составил 4713,3 тыс.т, в том числе нефти – 2939,8 тыс.т (79% от НИЗ по категориям С1+С2) и воды – 1773,5 тыс.т (рис.2). Для компенсации отбора жидкости закачано 3022,1 тыс.м3 воды.
Рис.2. Бастрыкское месторождение. Динамика показателей разработки
Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,277, водонефтяной фактор составил 0,6 д.ед. при средней обводненности 62,6 %. В 2005 г. отбор нефти составил 169,9 тыс.т.
Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по объектам составило: по кыновскому – 16,4 МПа, по турнейскому – 6,4 МПа, по тульско-бобриковскому – 7,3 МПа.
Дефицит давления составляет по объектам соответственно 0,4,1; 2,3 МПа.
Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработаны тульско-бобриковские отложения – 80,3% от НИЗ, текущая обводненность – 65,9 %, средний дебит по нефти – 6,9 т/сут, по жидкости – 20,1 т/сут. Второй по выработанности – залежи нефти в отложениях турнейского яруса. Выработано 77,8% от НИЗ, текущая обводненность – 50,8%, средний дебит по нефти – 7,1т/сут, по жидкости – 14,4 т/сут. Залежи кыновско-пашийского объекта разрабатываются единичными скважинами, и отбор от НИЗ составляет 72,9%, текущая обводненность – 76,5%, средний дебит по нефти – 19,5 т/сут, по жидкости – 83,2 т/сут.
Месторождение находится на третьей 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: Манчаровское