Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1978
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 67.28 км²
Березовское нефтяное месторождение
Березовское нефтяное месторождение расположено на землях Альметьевского района РТ с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1978 году и введено в разработку в 1979 году.
В тектоническом отношении оно приурочено к Черемшан Ямашинской структурной террасе, осложняющей западный склон ЮТС.
Промышленно нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения каширского, верейского и башкирского возрастов среднего карбона, тульского, бобриковского, турнейского возрастов нижнего карбона и кыновского, пашийского возрастов верхнего девона.
Выявлено и введено в разработку 75 залежей нефти, контролируемых небольшими по размерам и амплитуде 10 поднятиями.
Залежи нефти в отложениях башкирского яруса осложнены эрозионным врезом, который узким руслом (200 – 800 м) пересекает месторождение с северо-запада на юго-восток и выявлен в скважинах Западно-Сиреневского и Восточно-Сиреневского поднятий. Компенсирующие врез осадки верейского возраста представлены глинистыми образованиями.
Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл.1).
Табл.1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Березовского месторождения
Залежи по своему строению относятся к пластовосводовым и массивным (рис.1, 2, табл.1). Коллекторы отложений кыновского и пашийского, тульского, бобриковског и радаевского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами (поровый тип), турнейского, башкирского, верейского и каширского возрастов – 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).
Рис.1. Березовское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона
Рис.2. Березовское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений среднего карбона
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. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу.
Табл.2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Березовского месторождения
Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ (табл. 1). В карбонатных коллекторах сосредоточено 97,6 % запасов нефти от НИЗ месторождения категории С1.
Табл.3. Характеристика попутных газов продуктивных отложений Березовского месторождения
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1978 г. В ней предусматривалось выделение 2 самостоятельных объектов эксплуатации, приуроченных к отложениям тульско-бобриковского и турнейского возрастов, размещение проектного фонда по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400 м. В технологических схемах 1979 и 1991гг. предложено выделить 3 объекта эксплуатации, бурение 182 скважин (на верейский и тульский горизонты и на турнейский ярус), поддержание пластового давления путем законтурного и внутриконтурного заводнения, закачка циклическая, применение методов повышения нефтеизвлечения: закачка полиакриламида.
В связи с пересчетом запасов нефти в 1999 году в ТатНИПИнефть составлена ТСР по Березовскому месторождению, где принято решение о продолжении разбуривания тульского и турнейского объектов. Бурение 73 скважин по равномерной квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400 метров, общим фондом 359, поддержание пластового давления путем линейного, избирательного и приконтурного заводнения, применение МУН (закачка водорастворимых ПАВ, СПС, ПДС, гипана с жидким стеклом, СНПХ-9010, акустико-химическое и термоимплозионное воздействие). Оптимальное забойное давление рекомендовалось равным на верей-башкирский объект 3,0 МПа, на тульско-бобриковский объект 3,0 – 4,0 МПа, на турнейский объект 4,0 МПа, на девонский объект 7,0 – 8,0 МПа, при пластовом: 8,6, 11,6, 11,7, 17,3 МПа соответственно.
По состоянию на 01.01.2006 г. весь фонд составляет 292 скважины, в том числе эксплуатационных – 165, нагнетательных – 39, прочих – 88 (рис.3). Все добывающие скважины работают механизированным способом.
Рис.3. Березовское месторождение. Динамика показателей разработки
В 2005 г. отбор нефти составил 175,0 тыс.т. Среднегодовая обводненность – 40,5%. Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по объектам составило: по тульскому – 6,8 МПа, по турнейскому – 6,6 МПа. Дефицит давления составляет по объектам соответственно 4,8 и 5,1МПа.
Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. Составил 6196,2 тыс.т, в том числе нефти – 4155,2 тыс.т (41,6% от НИЗ по категории С1) и воды – 2041,0 тыс.т (рис.3). Для компенсации отбора жидкости закачано 5949,3 тыс.м3 воды.
Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,081, водонефтяной фактор составил 0,49 д.ед. при средней обводненности 32,9%.
Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан тульско-бобриковский горизонт – 68,5% от НИЗ, текущая обводненность – 43,1%, средний дебит по нефти – 3,5 т/сут, по жидкости – 6,1 т/сут. Залежи верей- башкирского объекта разрабатываются единичными скважинами, и отбор от НИЗ составляет 5,8%, текущая обводненность – 24,5%, средний дебит по нефти – 2,0 т/сут, по жидкости – 2,6 т/сут. На отложения девонского возраста работает всего 3 скважины, текущие дебиты по нефти равны 5,0 т/сут, по жидкости – 8,7 т/сут.
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: Советское (Ханты-Мансийск/Томск)