Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1964
Источник информации: ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 34.76 км²
Демское нефтяное месторождение
Открыто в 1964 г. Введено в разработку в 1967 г. Расположено на восточном склоне Южно-Татарского свода. Основным тектоническим элементом по терригенному девону является Демско-Сергеевский грабен, ограничивающий месторождение с северо-запада.
Залежи нефти приурочены к моноклинали северо-западного воздымания, в обоих продуктивных горизонтах ограничены с северо-запада тектонически, с северо-востока - литологически (рис. 1).
Нефтеносность связана с песчаниками ДІ и ДIV, и лишь небольшая по запасам залежь выявлена в песчаниках бобриковского горизонта. Залежь литологического типа.
Рис. 1. Демское месторождение. Карта контуров залежей. Геологический профиль
В пашийском горизонте (ДІ) выявлены 2 залежи, одна их них небольшая, тектонически и литологически ограничена. Вторая залежь имеет большие размеры. Залежь структурно-литологическая, частично тектонически экранированная. Мощность песчаников до 5-6 м, проницаемость 0,56 мкм2. Режим упруговодонапорный. Начальное пластовое давление 25 МПа. Плотность нефти 0,851 г/см3, вязкость 3,0 мПа*с, газонасыщенность 56 м3/т. Давление насыщения 10,9 МПа. Небольшая залежь установлена также в песчаниках ДI в грабене, на участках, где они контактируют с залежью горизонта ДIV.
Основные запасы нефти - в песчаниках горизонта ДIV. Как правило, это один пласт, мощность которого достигает 20 м. Проницаемость песчаников в среднем по залежам составляет 0,40 мкм2, а в отдельных образцах достигает 3,4 мкм2. В залежах этого продуктивного горизонта сконцентрировано 90% запасов месторождения. Для самой крупной Вознесенской залежи характерна полная гидродинамическая изолированность с северо-востока - литологически, с северо-запада - тектонически и на остальной части контура запечатана битумом, мощность которой 3-6 м. ВНК -2066 м. Нефть горизонта ДIV имеет следующие основные параметры: плотность 0,854 г/см3, вязкость 1,6 мПа*с, давление насыщения 11,4 МПа, газонасыщенность 75 м3/т. Начальные запасы нефти (тыс. т) составляли: в ДІ балансовые - 3980; извлекаемые - 1576; в ДIV балансовые - 24336, извлекаемые - 13682. Пластовые воды хлоркальциевого типа, плотность 1,19 г/см3, содержание солей 227 г/л. Начальное пластовое давление 25,1 МПа.
По первому проектному документу разбуривание залежей производилось по треугольной равномерной сетке с расстоянием между скважинами 600х600 м (31,2 га/скв.). Заводнение внутри- и приконтурное.
В 1972 г. было принято решение о бурении уплотняющих скважин (20 единиц). В 1976 г. в комплексном проекте предусмотрено бурение 28 ед., в 1978 г. - 13 дополнительных скважин в тупиковых и застойных зонах. В проекте разработки 1986 г. было намечено бурение еще 13 скважин. В результате всех этих мероприятий конечная плотность сетки скважин составила 18 га/скв. Основной целью такого уплотнения сетки добывающих скважин была интенсификация разработки. Одновременно с уплотнением сетки ужесточалась и система заводнения. В максимуме добычи нефти темп отбора от НИЗ по основной залежи достиг 9,2%. На каждую нагнетательную скважину приходилось всего 1,8 добывающих. Опыттакой интенсивной разработки представляет большой интерес.
В настоящее время месторождение находится на завершающей стадии разработки.
Источник: Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК «Башненфть». 1997 г. К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов.
Следующее Месторождение: Дерюжевское