Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Степь
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1986
Источник информации: РГФ_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 7.94 км²
Бухараевское нефтяное месторождение
Бухараевское нефтяное месторождение расположено на землях восточной части Бавлинского района РТ на границе с Республикой Башкортостан с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1986 году, введено в разработку в 2003 году. В тектоническом отношении оно приурочено к зоне сочленения ЮТС и Серноводско-Абдуллинского авлакогена, состоящего из серии приподнятых мезоблоков, локальных выступов. Нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения бобриковского, турнейского возрастов нижнего карбона и заволжского, данковолебедянского, елецкого и пашийского возрастов верхнего девона. Выявлено 40 залежей нефти, контролируемых одиннадцатью сейсмоподнятиями. Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл. 1). Залежи по своему строению относятся к пластово-сводовым, пластовосводовым с литологическим экраном, структурно-литологическим и массивным (табл. 1).
Табл.1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Бухараевского месторождения
Коллекторы отложений пашийского и бобриковского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами (поровый тип), кизеловского горизонта турнейского яруса, заволжского, данково-лебедянского, елецкого 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). Нефти месторождения не исследовались и при подсчете запасов их свойства приняты по аналогии с близлежащим разрабатываемым Урустамакским месторождением (табл. 2). Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ (табл. 1).
Табл.2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Бухараевского месторождения
83% запасов от НИЗ категории С1+2 сосредоточены в карбонатных коллекторах.
«Проект пробной эксплуатации» был составлен в 2002 г. В нем предусматривалось выделение 5 самостоятельных объектов эксплуатации, приуроченных к отложениям пашийского, данково-лебедянского, елецкого, заволжского, кизеловского и бобриковского возрастов, размещение проектного фонда по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400х400 м. По девонскому эксплуатационному объекту рекомендовано применение метода АХВ и ВУС, на данково-лебедянском, заволжском и кизеловском объектах – НСКО, КИВ и ВУС, на бобриковском – АХВ. По состоянию на 01.01.2007 г. весь фонд составляет 32 скважины, в том числе эксплуатационных – 15, нагнетательных – нет, прочих – 6, ликвидированных – 11. Все добывающие скважины работают механизированным способом.
Табл.3. Характеристика попутных газов продуктивных отложений Бухараевского месторождения (однократное разгазирование; мольное содержание, %)
В 2007 г. отбор нефти составил 40,8 тыс.т. Среднегодовая обводненность – 21,5 %. Пластовое давление в зоне отбора в среднем по объектам составило: по бобриковскому – 8,2 МПа, по турнейскому – 7,7 МПа, по заволжскому – 10,35 МПа, по данково-лебедянскому – 8,4 МПа, по елецкому – 13,5 МПа. Дефицит давления составляет по объектам соответственно 4,8; 5,3; 2,7; 6,6; МПа. Суммарный отбор жидкости на 01.01.2007 г. составил 53,8 тыс.т, в том числе нефти 40,8 тыс.т (7,1% от НИЗ по категориям С1+С2) и воды – 13,0 тыс.т (рис. 1). Разработка месторождения ведется на естественном режиме. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,012 доли ед., водонефтяной фактор составил 0,32 доли ед. при средней обводненности 21,5%.
Рис.1. Бухараевское месторождение. Динамика показателей разработки
Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан заволжский объект – 13,4% от НИЗ, текущая обводненность – 19,5%, средний дебит по нефти – 2,7 т/сут, по жидкости – 3,3 т/сут. Залежь бобриковского объекта разрабатывается единичной скважиной, и отбор от НИЗ составляет 6 %, текущая обводненность – 22,3%, средний дебит по нефти – 0,9 т/сут, по жидкости – 1,2 т/сут.
Рис.2.Бухараевское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона и верхнего девона
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: Сарбайско-Мочалеевское