Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1973
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 20.61 км²
Бахчисарайское нефтяное месторождение
Бахчисарайское нефтяное месторождение расположено на землях Мензелинского района РТ с развитой инфраструктурой, обеспеченного системами сбора и транспорта добываемой продукции.
Месторождение открыто в 1973 году, введено в разработку в 1994 году.
В тектоническом отношении оно приурочено к осевой части Нижнекамского прогиба Камско-Кинельской системы.
Промышленно нефтеносными на месторождении являются терригенные отложения бобриковского, елховского горизонтов нижнего карбона и кыновского, пашийского горизонтов верхнего девона.
Выявлено и введено в разработку 12 залежей нефти,контролируемых 2 поднятиями, брахиантиклинальными складками субмеридионального простирания. Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл. 1, рис.1).
Рис.1. Структурная карта по кровле коллекторов пласта Д0-б кыновского горизонта верхнего девона
Рис.2. Структурная карта по кровле коллекторов пласта С1бр-2+3 бобриковского горизонта нижнего карбона
Табл.1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Бахчисарайского месторождения
Залежи по своему строению относятся к пластовосводовым и массивным (табл. 1).
Коллекторы отложений бобриковского, елховского, кыновского и пашийского горизонтов сложены песчаноалевролитовыми породами (поровый тип, табл. 1). В отложениях кыновского горизонта выделяются три пласта: Д0-а, Д0-б, Д0-в, бобриковского горизонта – 2 пласта- коллектора (Сбр-2, Сбр-3), тульского горизонта – 3 продуктивных пластаколлектора (Стл-1, Стл-2, Стл-3).
Нефти месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб можно отнести к тяжелым, высокосернистым, парафинистым и смолистым, маловязким – в отложениях девона и вязким – в отложениях карбона (табл. 1, 2). Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью. Воды продуктивных отложений относятся к хлоркальциевому типу.
Табл.2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Бахчисарайского месторождения
Все запасы нефти Бахчисарайского месторождения сосредоточены в терригенных коллекторах и представлены в табл.1.
Табл.3. Характеристика попутных газов продуктивных отложений Бахчисарайского месторождения (однократное разгазирование; мольное содержание, %)
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1976 г. В ней предусматривалось выделение двух самостоятельных объектов эксплуатации, приуроченных к отложениям кыновского и тульско-бобриковского возрастов, размещение проектного фонда тульского горизонта по квадратной сетке с расстоянием 400 м между скважинами, разработку осуществлять путем законтурного и внутриконтурного заводнения.
В связи с переносом срока ввода месторождения в разработку и уточнения объемов бурения в 1978 г. составлен новый проектный документ.
В 1985 г. в КИВЦ составлена ТСР по уточнению ТЭП в связи с пересчетом запасов нефти, в которой были уточнены ТЭП.
В связи с уточнением геологического строения залежей (размеров и контуров нефтеносности) в 1999 году составлена ТСР, в ней уточнена система разработки и предложены МУН (АХВ, ПДС, жидкое стекло ОЭЦ, гипан+жидкое стекло), дополнительная добыча за счет новых технологий составит 112,9 тыс. т.
В связи с пересчетом запасов нефти и несоответствием фактических показателей с проектными в 2005 г. Составлена ТСР. По рекомендуемому варианту предусматривалось: разукрупнение эксплуатационных объектов с применением ОРЭ, бурение 15 вертикальных, 21 БГС и 1БС скважин, общим фондом 119, поддержание пластового давления путем законтурного, приконтурного и внутриконтурного систем заводнения, применение МУН (ПАВ ОП-10, ГФЭ, КПАС, ВУС, ПАА, СПС, гипан+цемент), за счет которых можно добыть 143,1тыс.т дополнительной нефти. Оптимальное забойное давление рекомендовалось равным на тульско-бобриковском объекте 3,5 МПа, при пластовом – 9,1 МПа.
По состоянию на 01.01.2006г. весь фонд составляет 104 скважины, в том числе эксплуатационных – 82, нагнетательных – 15, прочих – 7 (рис.3).
Рис.3. Бахчисарайское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона
Все добывающие скважины работали механизированным способом.
Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. Составил 1512,6 тыс.т, в том числе нефти – 674,5 тыс.т (17,5% от НИЗ по категориям С1+С2) и воды – 838,1 тыс.т (рис.4). Для компенсации отбора жидкости всего закачано 1678,8 тыс.м3 воды.
Рис. 4. Бахчисарайское месторождение. Динамика показателей разработки
Текущий КИН достиг значения 0,048, водонефтяной фактор составил 1,24 д.ед. при средней обводненности 56,3%.
Добыча нефти в 2005 г. велась только из тульско-бобриковских отложений, отбор нефти составил 47,4 тыс.т.
Пластовое давление в зоне отбора в среднем составило: по тульско-бобриковскому – 6,19 МПа. Дефицит давления – 2,9 МПа.
Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан тульско-бобриковский объект – 17,6% от НИЗ, текущая обводненность – 56,3 %, средний дебит по нефти – 2,2 т/сут, по жидкости – 5,0 т/сут. Вторые по значимости залежи кыновского объекта, с 2004 года они не разрабатываются. Всего отобрано 2,8 тыс.т одной скважиной, что составляет 12,3 % от НИЗ.
Месторождение находится на второй 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: Бердянское