Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1962
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 20.38 км²
Демкинское нефтяное месторождение
Демкинское нефтяное месторождение расположено на землях Аксубаевского района РТ с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1962 году, введено в промышленную разработку в 2000 году.
Демкинское месторождение в региональном структурном плане расположено на северо-востоке восточного бортового склона Мелекесской впадины и объединяет целый ряд локальных поднятий (структуры III порядка) по нижне- и среднекаменноугольным отложениям.
Промышленно нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения каширского, верейского, башкирского возрастов среднего карбона, тульского, бобриковского, турнейского возрастов нижнего карбона. На площади Демкинского месторождения в пределах лицензионной границы установлено 16 залежей, из них семь залежей приурочено к пластам-коллекторам нижнего карбона, девять – среднего карбона.
Залежи нефти в отложениях турнейского яруса осложнены эрозионными врезами, которые выполнены терригенными породами бобриковского горизонта. Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл.1). Во всех продуктивных пластах, кроме башкирского, отмечаются литологические замещения коллекторов непроницаемыми плотными породами. Залежи по своему строению относятся к пластово-сводовым, массивным и структурно-литологическим (рис. 1, табл. 1).
Табл.1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Демкинского месторождения
Коллекторы отложений тульского, бобриковского 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. Демкинское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона
По результатам исследований пластовых и поверхностных проб нефти месторождения можно отнести к тяжелым, сернистым, парафинистым и высоковязким в отложениях карбона (табл. 2). Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью, приведена в таблице 3.
Табл.2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Демкинского месторождения
Табл.3. Характеристика попутных газов продуктивных отложений Демкинского месторождения (однократное разгазирование; мольное содержание, %)
Запасы нефти утверждены ЦКЗ МПР Российской Федерации (табл. 1). 24,5% запасов от НИЗ сосредоточено в терригенных коллекторах.
В 1997 г. был составлен проект пробной эксплуатации Демкинского нефтяного месторождения, который предусматривал восстановление из ликвидации шести ранее ликвидированных эксплуатационных скважин с целью получения более надежной и достоверной геолого-промысловой информации. В 2000 году было составлено и утверждено в РКРР Госгеолкома РТ «Дополнение к проекту пробной эксплуатации Демкинского месторождения», в котором было предусмотрено бурение опережающих 45 эксплуатационных скважин. В 2003 году составлена и утверждена «Технологическая схема разработки Демкинского месторождения». Для практического внедрения приняты мероприятия со следующими технологическими положениями и технологическими показателями: проектный уровень добычи нефти – 218 тыс.т, жидкости – 592 тыс.т, закачки воды – 652 тыс. м3; выделение трех эксплуатационных объектов на Демкинском поднятии (турнейский, бобриковский, верейбашкирский) с разбуриванием объектов разработки тремя самостоятельными квадратными сетками 400х400 м и двух объектов разработки на Кривоозеркинском поднятии (бобриковский, турнейский, верей-башкирский) с разбуриванием объектов разработки двумя самостоятельными квадратными сетками 400х400 м; фонд скважин для бурения – 210, в т.ч.
155 добывающих, 55 нагнетательных, с учетом пробуренных общий фонд скважин составит 265, из них 203 добывающих, 62 нагнетательные; заводнение верей-башкирских, бобриковских и турнейских залежей Демкинского поднятия осуществлять по 13-точечной системе с соотношением нагнетательных и добывающих скважин 1:7, закачку вести циклически; применение третичных методов, направленных на увеличение охвата пластов заводнением, снижение вероятности прорывов воды по высокопроницаемым пропласткам, для этого предусматривается закачивать в нагнетательные скважины сшитые полимерные системы (СПС) и осадкогелеобразующие композиции на основе полиэлектролитов (Гивпана); в добывающие скважины для повышения продуктивности рекомендуются различные комплексные ОПЗ.
По состоянию на 01.01.2006 г. весь фонд составляет 96 скважин, в том числе эксплуатационных – 81, нагнетательных – 1, прочих – 14. Все добывающие скважины работают механизированным способом. В 2005 г. отбор нефти составил 175,2 тыс.т. Среднегодовая обводненность – 20,6%. Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по объектам составило: по верейскому – 4,7 МПа, по башкирскому – 6,8 МПа, по бобриковскому – 9,3 МПа, по тульскому – 8,8 МПа, по турнейскому – 8,9 МПа. Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. составил 865,4 тыс.т, в том числе нефти – 753,3 тыс.т (7,5% от НИЗ по категориям С1+С2) и воды – 112,1 тыс.т (рис. 2).
Рис.2. Демкинское месторождение. Динамика показателей разработки
Для компенсации отбора жидкости закачано 77,9 тыс.м3 воды. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,019 д.ед., водонефтяной фактор составил 0,15 д.ед. при средней обводненности 20,6%. Степень выработанности запасов нефти по объектам различна. Наиболее выработан турнейский объект – 24,7% от НИЗ. Залежь разрабатывается 34 скважинами, текущая обводненность – 5,2%, средний дебит по нефти – 7,5 т/сут, по жидкости – 7,9 т/сут. Залежи бобриковского горизонта вырабатываются 40 скважинами. Отобрано 16,8% от НИЗ, текущая обводненность – 32,7%, средний дебит по нефти – 6,0 т/сут, по жидкости – 8,9 т/сут. Верей-башкирские отложения практически не разбурены, залежи вырабатываются 7 скважинами.
По объекту отобрано всего 1,2% от НИЗ, текущая обводненность – 15,7%, средний дебит по нефти – 1,8 т/сут, по жидкости – 2,2 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: Лумутинское