Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1959
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 54.35 км²
Елгинское нефтяное месторождение
Елгинское нефтяное месторождение расположено на землях Сармановского, Заинского и Тукаевского районов РТ с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1959 году, введено в разработку в 1996 году. В тектоническом отношении по поверхности кристаллического фундамента Елгинское месторождение расположено на северном склоне Южно-Татарского свода, по поверхности нижнекаменноугольных отложений – на южном борту Нижнекамского прогиба, входящего в Камско-Кинельскую систему прогибов на границе с Ромашкинским месторождением.
На месторождение выделено 13 поднятий, на которых по различным горизонтам залегает 41 залежь нефти.
Основные промышленные залежи нефти приурочены к терригенным пластам – коллекторам верхнего девона (пашийский и кыновский горизонты) и нижнего карбона (бобриковский и тульский горизонты). Небольшие залежи нефти фиксируются в карбонатных породах верхней части турнейского яруса нижнего карбона и средней части мендымского горизонта верхнего девона. Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл. 1). Залежи по своему строению относятся к пластово-сводовым и массивным (рис. 1, табл. 1).
Табл.1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Елгинского месторождения
Коллекторы отложений кыновского и пашийского, тульского, бобриковского сложены песчано-алевролитовыми породами (поровый тип), турнейского и мендымского (рифовые фации) 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.Елгинское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона
Нефти месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб можно отнести к группе средних нефтей, по содержанию серы – сернистые, маловязкие (табл.2). Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью, приведена в таблице 3. Запасы нефти по месторождению были утверждены в ГКЗ (табл.1). 58% запасов от НИЗ категории В+С1 сосредоточены в коллекторах нижнего карбона.
Табл.2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Елгинского месторождения
Согласно «Дополнительной записке к технологической схеме разработки» 2001 года, на месторождении было выделено два эксплуатационных объекта: тульско-бобриковский и кыновско-пашийский. Проектная сетка треугольная 400х400 м с размещением скважин в 2-метровой изопахите по тульскобобриковским залежам и 3-метровой изопахите – по кыновскопашийским.
Табл.3. Характеристика попутных газов продуктивных отложений Елгинского месторождения (однократное разгазирование; мольное содержание, %)
Система воздействия на тульско-бобриковских залежах избирательная, блоковая и приконтурная на девонских.
В связи с изменением представлений о геологическом строении месторождения, несоответствия проектных эксплуатационных характеристик фактическим и необходимостью обоснования дальнейшего плана добычи нефти и бурения скважин в 2006 году была принята новая технологическая схема разработки, в которой выделены три самостоятельных объекта разработки – тульско-бобриковский, турнейский и кыновско-пашийский. Из 41 залежи нефти с поддержанием пластового давления целесообразно разрабатывать 19 залежей.
Нагнетательные скважины проектировались на каждую залежь отдельно, с перспективой возможного перевода ее на вышележащий горизонт. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин на залежах, где проектируется ППД, составляет в среднем 3:1. Компенсация отбора жидкости закачкой на залежах с поддержанием пластового давления принята на уровне 102%. Для скважин, работающих на тульско- бобриковские отложения, оптимальным является забойное давление, равное 3,5 – 4,0 МПа, для скважин, работающих на кыновско-пашийские отложения, оптимальным является забойное давление, равное 7,0 – 7,5 МПа. Давление нагнетания на устье скважин на тульско-бобриковские отложения – 9 МПа, кыновско- пашийские отложения – 10 МПа. Предусмотрено бурение 100 проектных скважин, из них 58 добывающих, 26 нагнетательных, 14 оценочных и 2 разведочные.
По состоянию на 01.01.2006 г. на месторождении пробурено 110 скважин, из них 15,5% приходится на тульский горизонт, 30,9% – на бобриковский, 32,7% – на кыновский и 15,5% – на пашийский. Остальные горизонты вскрыты единичными скважинами (от одной до трех). В фонде добывающих – 63 скважины; из них в действующем фонде – 58, в бездействующем – 5. В пьезометрическом фонде – 3 скважины, 2 – в ожидании ликвидации, 38 – ликвидированные после бурения. В нагнетательном фонде – 4 скважины, система поддержания пластового давления на месторождении только начинает обустраиваться, под закачкой воды находятся 2 скважины на бобриковском горизонте, 1 скважина работает на тульском горизонте и 1 скважина – на кыновском. В 2005 году отбор нефти составил 132,5 тыс.т. Среднегодовая обводненность – 45,8 %. Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. составил 1446,4 тыс.т, в том числе нефти – 751,4 тыс.т (18,3% от НИЗ по категории В+С1, рис. 2). Для компенсации отбора жидкости закачано 95,3 тыс.м3 воды. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,063, водонефтяной фактор составил 0,92 д.ед. при средней обводненности 45,8%.
Рис.2. Елгинское месторождение. Динамика показателей разработки
Степень выработанности запасов нефти различна: наиболее выработан бобриковский горизонт – 50,4 % от НИЗ, текущая обводненность – 59,8%, средний дебит по нефти – 5 т/сут, по жидкости – 12,4 т/сут. Залежи кыновско-пашийских отложений разрабатываются единичными скважинами. По кыновскому горизонту отбор от НИЗ составляет 6,3%, текущая обводненность – 65%, средний дебит по нефти – 4,5 т/сут, по жидкости – 13,0 т/сут. По пашийскому горизонту отбор от НИЗ составляет 11,6 %, текущая обводненность – 16 %, средний дебит по нефти – 16,2 т/сут, по жидкости – 19,4 т/сут. По тульскому горизонту отбор от НИЗ составляет 11,6 %, текущая обводненность – 26 %, средний дебит по нефти – 4,4 т/сут, по жидкости – 5,9 т/сут. Мендымские отложения разрабатываются только 2 скважинами, средний дебит по нефти – 1,0 т/сут, по жидкости – 2,9 т/сут. 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: Чеканское