Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1971
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 36.11 км²
Бухарское нефтяное месторождение
Бухарское нефтяное месторождение расположено на землях Заинского района РТ с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1971 году, введено в разработку в 1995 году.
В тектоническом отношении оно приурочено к северному склону ЮТС. Промышленно нефтеносными на месторождении являются отложения бобриковского, турнейского, заволжского, бурегско-семилукского, кыновского, пашийского возрастов.
Выявлено и введено в разработку 47 залежей нефти. Залежи нефти в отложениях турнейского яруса осложнены врезами.
Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл. 1).
Табл.1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Бухарского месторождения
Залежи по своему строению относятся к пластовосводовым и массивным (табл.1).
Коллекторы отложений кыновского и пашийского, бобриковского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами (поровый тип), бурегско-семилукского, турнейского, заволжского 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).
Нефти месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб можно отнести к сернистым, парафинистым, к средним, маловязким – в отложениях девона и тяжелым, высоковязким – в отложениях карбона (табл. 2).
Табл.2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Бухарского месторождения
Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью, приведена в таблице 3.
Табл.3. Характеристика попутных газов продуктивных отложений Бухарского месторождения (однократное разгазирование; мольное содержание, %)
Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ (табл. 1). 82,9% запасов от НИЗ категории С1+2 сосредоточены в карбонатных коллекторах.
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1994 г. В ней предусматривалось выделение трех самостоятельных объектов эксплуатации, приуроченных к отложениям кыновско-пашийским, турнейским, бобриковским.
Размещение проектного фонда по равномерной треугольной сетке: 300х300 м – на нижнем карбоне и с расстоянием между скважинами 400х400 м – на девонские отложения.
В связи с пересчетом запасов нефти в 2000 году было составлено дополнение к ТСР от 2002 г. По рекомендуемому варианту предусматривалось выделение четырех самостоятельных объектов эксплуатации в отложениях кыновскопашийского, бурегско-семилукского, турнейско-заволжского, бобриковского возрастов, бурение скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами для нижнего карбона – 300 м, для девонских отложений – 400 м, общим фондом 87 скважин, поддержание пластового давления путем приконтурного, внутриконтурного, очагового заводнения, кроме бобриковского горизонта, где предполагался естественный режим эксплуатации залежей, применение МУН (ПАВ-ОП-10, ОЭЦ. КПАС. ТБИВ.СНПХ-9633, ВНП.ДН-9010, КНН), за счет которых можно добыть 104,4 тыс.т дополнительной нефти.
Оптимальное забойное давление рекомендовалось равным на кыновско-пашийский объект 12,3 МПа, на бурегскосемилукский – 9,8 МПа, на турнейско-заволжский – 5,5 МПа, на бобриковский – 4,9 МПа при пластовом давлении, близком к начальному: 18,6, 18,1, 12,4, 11,1 МПа соответственно.
По состоянию на 01.01.2007 г. весь фонд составляет 120 скважин, в том числе эксплуатационных – 65, нагнетательных – 10, прочих – 45. Все добывающие скважины работают механизированным способом.
В 2006 г. отбор нефти составил 80,9 тыс.т. Среднегодовая обводненность продукции – 75,1%.
Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по объектам составило: по кыновско-пашийскому – 15,1 МПа, по турнейскому – 8,0 МПа, по бобриковскому – 7,9 МПа.
Дефицит давления составляет по объектам соответственно 3,5; 2,3; 3,2 МПа.
Суммарный отбор жидкости на 01.01.2007 г. составил 2805 тыс.т, в том числе нефти – 795,3 тыс.т (21,8% от НИЗ по категориям С1+С2) и воды – 2009,7 тыс.т (рис. 1). Для компенсации отбора жидкости закачано 204,7 тыс.м3 воды.
Рис.1. Бухарское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений верхнего девона
Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,075 д.ед., водонефтяной фактор составил 2,53 д.ед. Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан турнейско-заволжский объект – 26,3% от НИЗ, текущая обводненность – 45,6%, средний дебит по нефти – 3,0 т/сут, по жидкости – 6,0 т/сут. Залежи бурегскосемилукского объекта разрабатывались единичными скважинами, и суммарный отбор нефти составил 1,2 тыс.т. По кыновско-пашийскому объекту отобрано 20,5% от НИЗ, текущая обводненность продукции – 82,1%, средний дебит по нефти – 4,4 т/сут, по жидкости –24,4 т/сут. По бобриковскому объекту добыто 23,8% от НИЗ, текущая обводненность продукции составляет 72,1 %.
Рис.2. Бухарское месторождение. Динамика показателей разработки
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: Жилинское