Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1984
Источник информации: ПП_2018г.+2022г.+2023г.
Метод открытия:
Площадь: 8.98 км²
Биклянское нефтяное месторождение
Биклянское нефтяное месторождение расположено на землях Тумутукского района РТ с развитой инфраструктурой, обеспеченного системами сбора и транспорта добываемой продукции.
Месторождение открыто в 1984 году и введено в разработку в 1989 году.
В тектоническом отношении оно приурочено к северному склону Южно-Татарского свода и частично захватывает юго-восточный склон Северо-Татарского свода.
Промышленно нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения башкирско-серпуховского возраста среднего карбона, тульского, бобриковского и турнейского возрастов нижнего карбона.
Выявлено и введено в разработку 9 залежей нефти, контролируемых 3 поднятиями, 2 из которых рифогенного происхождения.
Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл. 1).
Табл. 1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Биклянского месторождения
В отложениях тульского горизонта выделяется 3 пласта -коллектора: С1тл 2, С1тл 3, С1тл 4 и в отложениях бобриковского горизонта – 3 пласта-коллектора: С1бр 1, С1бр 2 и С1бр 3. Залежи по своему строению в терригенных коллекторах относятся к пластово-сводовым и в карбонатных – к массивным (рис. 1, 2, табл. 1).
Рис.1. Биклянское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона
Рис.2. Биклянское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений среднего карбона
Коллекторы отложений тульского и бобриковского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами (поровый тип), башкирско-серпуховского и турнейского возрастов – преимущественно известняками нескольких структурно-генетических разностей с прослоями доломитов, характеризующихся микро- и макротрещиноватостью хаотичного и субвертикального направления, которая является основной флюидопроводящей системой (преимущественно трещиннопоровый тип, табл.1).
Нефти месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб можно отнести к тяжелым, высокосернистым, парафинистым, вязким (табл. 1, 2).
Табл.2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Биклянского месторождения
Воды продуктивных отложений относятся к хлоркальциевому типу.
Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ (табл. 1). В карбонатных коллекторах месторождения сосредоточено 33,7% запасов от НИЗ по категории С1.
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1986 г. В ней предусматривалось выделение двух самостоятельных объектов эксплуатации, приуроченных к отложениям башкирского и тульско-бобриковского возрастов, размещение проектного фонда по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м. На башкирском эксплуатационном объекте рекомендованы организация заводнения в виде ОПР и создание КНН; на отложениях тульско-бобриковского объекта организация законтурного заводнения.
В связи с выходом из состава месторождения Пинячинского и Алмалинского участков в 1999 г. Составлена ТСР, в которой с целью достижения утвержденного КИН предложено разукрупнить эксплуатационные объекты с выделением трех (башкирского, тульского и бобриковского), бурение 37 скважин (8ГС), общим фондом 69, поддержание пластового давления путем приконтурного и очагового заводнения, закачка циклическая, применение методов повышения нефтеизвлечения (ТИВ, АХВ, ОПЗ соляной кислотой, загустителей для воды), за счет МУН дополнительная добыча составит 10,4 тыс. т.
В связи с пересчетом запасов нефти в 2003 году в ТатНИПИнефть составлено дополнение к ТСР, где принято решение об уточнении ТЭП. Основные положения техсхемы были сохранены. По рекомендуемому варианту предусматривалось бурение 25 новых скважин (5ГС) и 5БГС со старых скважин, общим фондом 56, поддержание пластового давления путем законтурного заводнения на терригенные отложения, на карбонатные отложения – система заводнения площадная; применение МУН (ОПЗ соляной кислотой АХВ, ТИВ), за счет которых можно добыть 86,5 тыс.т дополнительной нефти.
Оптимальное забойное давление рекомендовалось равным на башкирском объекте 2,4 МПа, на тульском объекте – 3,3 МПа, на бобриковском объекте – 3,3 МПа, при пластовом: 7,8; 9,8; 10,1 МПа соответственно.
По состоянию на 01.01.2006г. весь фонд составляет 32 скважины, в том числе эксплуатационных добывающих – 19, нагнетательных – 6, прочих – 7 (рис. 3). Все добывающие скважины работают механизированным способом.
Рис..3. Биклянское месторождение. Динамика показателей разработки
Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. Составил 1605,0 тыс.т, в том числе нефти – 596,4 тыс.т (20,6% от НИЗ по категориям С1+С2) и воды – 1008,6 тыс.т (рис.3). Для компенсации отбора жидкости закачано 810,6 тыс.м3 воды. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,055, водонефтяной фактор составил 1,69 д.ед. при средней обводненности 69,3%. В 2005 г. отбор нефти составил 50,8 тыс.т.
Пластовое давление в зоне отбора в среднем по объектам составило: по башкирскому – 7,7 МПа, по тульскому – 10,7 МПа, по бобриковскому – 10,9 МПа. Дефицит давления составляет по объектам соответственно 0; 0 и 0,1 МПа.
Степень выработанности запасов нефти по объектам различна. Наиболее выработаны тульско-бобриковские отложения: 24% от НИЗ, текущая обводненность – 72,8%, средний дебит по нефти – 8,7 т/сут, по жидкости –31,9 т/сут.
Вторые по значимости залежи башкирского яруса разрабатываются 8 скважинами, и отбор от НИЗ составляет 12,5%, текущая обводненность – 51,7%, средний дебит по нефти – 5,3 т/сут, по жидкости –11,0 т/сут.
Месторождение находится на первой 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: Бирлинское