Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1978
Источник информации: РГФ-15+Опер.пз_2016+2018г.+ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 41.33 км²
Дачное нефтяное месторождение
Дачное нефтяное месторождение расположено на землях Черемшанского района РТ с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1978 году, введено в разработку в 1980 году.
В тектоническом отношении оно приурочено к Ульяновской структурной зоне западного склона ЮТС.
Промышленно нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения верейского, башкирского возрастов среднего карбона, тульского, бобриковского, турнейского возрастов нижнего карбона и кыновского горизонта верхнего девона.
Выявлено и введено в разработку 43 залежи нефти, контролируемые 9 локальными поднятиями: Загонным, Дачным, Светлогорским, Красно-Ключевским, Кутеминским, Ново-Кадеевским, Ясакским, Сухомским, Гривенским и Южно-Ульяновским.
Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл. 1). Залежи по своему строению относятся к пластовосводовым и массивным (рис. 1,2, табл.1).
Табл.1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Дачного месторождения
Коллекторы отложений кыновского, тульского и бобриковского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами, турнейского, башкирского и верейского возрастов – преимущественно известняками нескольких структурногенетических разностей с прослоями доломитов, характеризующихся микро- и макротрещиноватостью хаотичного и субвертикального направления, которая является основной флюидопроводящей системой (преимущественно трещиннопоровый тип коллектора, табл. 1).
Нефти месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб можно отнести к тяжелым, сернистым, парафинистым, маловязким – в отложениях девона и высоковязким – в отложениях карбона (табл. 1, 2).
Табл.2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Дачного месторождения
Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ (табл. 1). 88,9 % запасов от НИЗ категории С1+2 сосредоточены в карбонатных коллекторах.
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1990 г. В ней предусматривалось выделение четырех самостоятельных объектов эксплуатации, приуроченных к отложениям кыновского, турнейского, тульско-бобриковского и верей-башкирского возрастов, размещение проектного фонда по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300х300 м.
Рис.1. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона
Рис.2. Схематический геологический профиль продуктивных отложений верхнего девона
Последующее разбуривание месторождения, проведение сейсмических исследований с 1990 по 2002 г., ввод в разработку скважин из консервации позволили уточнить представление о геологическом строении месторождения,продуктивность скважин, запасы нефти и в 2002 г. Выполнить новую ТСР.
В новом проектном документе сохранены принципиальные положения предыдущего: выделение четырех самостоятельных объектов, разбуривание их по самостоятельной треугольной сетке 300х300 м; общий фонд скважин 446, в том числе 324 добывающих, 110 нагнетательных, 12 прочих категорий; бурениие ГС на карбонаты башкирского и турнейского возрастов; разработка залежей: в терригенных коллекторах на естественном упруго-водонапорном режиме, в карбонатных коллекторах применение площадной семиточечной системы заводнения в сочетании с приконтурной; применение методов стимуляции и увеличения КИН: ГОК+ЩСПК, ПДС, ЩСПК+НСI, НСКО, сейсмоакустическое воздействие, создание КНН, кислотный ГРП. При этом дополнительно будет добыто 729,4 тыс.т. После внедрения проектного документа и проведения детализационных исследований методом НЧС уточнены геологическое строение и запасы нефти. Возникла необходимость уточнения технико-экономических показателей, которое было выполнено в дополнение к ТСР в 2004 г.
Табл.3. Характеристика попутных газов продуктивных отложений Дачного месторождения (однократное разгазирование; мольное содержание, %)
В дополнении скорректированы уровни добычи жидкости, нефти, закачки воды; предложено к бурению 132 проектные скважины, рекомендовано развитие системы заводнения путем бурения 29 нагнетательных скважин, применение третичных методов, разработаны программы доразведки и контроля за разработкой.
По состоянию на 01.01.2006 г. весь фонд составляет 118 скважин, в том числе эксплуатационных – 91, нагнетательных – 27 (рис. 3). Все добывающие скважины работают механическим способом. В 2005 г. отбор нефти составил 128,774 тыс.т.
Рис.3. Дачное месторождение. Динамика показателей разработки
Среднегодовая обводненность – 31,9%. Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. Составил 803748 тыс.т, в том числе нефти – 634,472 тыс.т (6,52% от НИЗ по категориям С1+С2) и воды – 169,276 тыс.т (рис. 3). Для компенсации отбора жидкости закачано 240,863 тыс.м3 воды.
Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,016, водонефтяной фактор составил 0,27 д.ед.
Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработаны кыновский и бобриковский объекты соответственно на 38,39 и 23,39% от НИЗ, текущая обводненность – 80,8 и 13,7%, средний дебит по нефти – 1,93 и 5,86 т/сут, по жидкости – 10,05 и 6,8 т/сут.
Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по кыновскому и бобриковскому объектам снизилось на 2 МПа. Залежи остальных объектов разрабатываются единичными скважинами, и отбор от НИЗ составляет от 5 до 12%.
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: Кисловское