Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1970
Источник информации: РГФ-23+ПП-2021г.+2023г.
Метод открытия:
Площадь: 99.5 км²
Уршакское нефтяное месторождение
ОТкрыто в 1970 г. Введено в разработку в 1971 г. Расположено в юго-восточной части Благовещенской впадины. Приурочено к серии небольших поднятий на фоне антиклинали, ограниченным с северо-запада Уршакско- Тавтимановским грабеном. Ширина грабена до 0,8 км. Кроме основного тектонического разлома, связанного с грабеном, месторождение расчленено на отдельные блоки оперяющими разломами, осложняющими основной (рис. 1).
Рис.1. Геологический профиль
Нефтеносны отложения бийского, муллинского, пашийского, кыновского и мендымского горизонтов, фаменского яруса девона и турнейского яруса. Кроме того, выявлена небольшая по запасам залежь в среднем карбоне (каширский горизонт). Основные запасы нефти приурочены к песчаникам пашийского и кыновского горизонтов (более 60% НИЗ).
Залежи бийского горизонта приурочены к кровельной части пачки плотных известняков.
Размеры двух залежей 7xl км. Тип залежей литологический, с частичным тектоническим экранированием. ВНК -2197 м. Известняки плотные, их пористость, как правило, не превышает 15, при средней - 11%. В то же время, в самой кровле пласта известняки сильно кавернозные и высокопроницаемые. Мощность этой части невелика - 1-2 м, но из них получены большие притоки нефти (до 100 т/сутки). Проницаемость же самой матрицы в среднем составляет всего 0,06 мкм2 причем большинство образцов непроницаемые.
Параметры нефти: плотность 0,891 г/см3, вязкость 3,1 мПа·с, газонасыщенность 64 м3/т, давление насыщения 10,3 МПа. Начальное пластовое давление 24,9 МПа.
В муллинском горизонте (ДII) продуктивны крупнозернистые алевролиты и мелкозернистые песчаники кварцевого состава. Для них характерно полосовидное развитие. Полосы имеют различные размеры - от 4 до l км. Залежи мелкие (0,4х0,3 км) и только одна из них несколько больше - 2,5xl,5 км. ВНК -2171 м. Залежи сложного типа. В их формировании участвуют литологический и тектонический факторы.
Пористость песчаников колеблется от 12 до 17%, проницаемость составляет 0,01-0,27 мкм2 (в среднем 0,08 мкм2). Мощность песчаников изменяется от 0 до 7,6 м, составляя в среднем 1,6 м.
Параметры нефти: плотность 0,888 г/см3, вязкость 9,6 мПа·с, газонасыщенность 42 м3/т, давление насыщения 6,6 МПа. Начальное пластовое давление 24, 7 МПа.
В песчаниках пашийского горизонта (Дl) сконцентрированы основные запасы нефти.
Объект сложен песчаниками и алевролитами кварцевого состава. Песчаники мелкозернистые, с примесью глинистого материала, залегают в виде извилистых полос субширотного простирания. Ширина полос от 0,3 до 3 км. Они разделены зонами плотных пород. Залежи разделены сбросами и взбросами. Их размеры от 10х4 до 0,5х0,3 км. Этаж нефтеносности колеблется от 2 до 30 м. ВНЗ неширокие (до 0,4 км). ВНК от -2170 до -2181 м. Пористость коллекторов изменяется в пределах 11-24%, проницаемость 0,008-1,22 мкм2. Мощность песчаников составляет 0-13,2 м.
Параметры нефти: плотность 0,892 г/см3, вязкость 5,4 мПа·с, давление насыщения 7,1 МПа, газонасыщенностъ 60 м3/т. Начальное пластовое давление 24,7 МПа.
Песчаники кыновского горизонта глинистые. Зачастую переходят в алевролиты или же полностью выклиниваются. Залегают в виде небольших линз. Залежи литологического типа, иногда тектонически экранированные. Пористость в среднем составляет 14,7%, проницаемость 0,08 мкм2. Мощность изменяется от 0 до 6,8 м. Начальное пластовое давление 24,6 МПа. Параметры нефти такие же, как и по ДI.
Коллекторами нефти в мендымском горизонте служат низкопористые известняки. Размеры залежи невелики (2,4x1 км). Залежь литологического типа. Пористость в среднем 9%, проницаемость 0,06 мкм2. Нефтенасыщенная мощность в максимуме составляет 3,0 м. ВНК на отметке от -1810 до -1815 м.
Параметры нефти: плотность 0,874 г/см3, вязкость 5,7 мПа·с, газонасыщенность 62 м3/т, давление насыщения 6,5 МПа. Начальное пластовое давление 22, 7 МПа.
Залежь в известняках фаменского яруса незначительная по запасам.
В турнейском ярусе продуктивны органогенно-обломочные пористые известняки. Выделяется три интервала коллекторов, которые зачастую замещены непроницаемыми породами.
Залежи небольшие по размерам. ВНК от -1807 до -1820 м. Литологически и тектонически экранированы. Пористость колеблется от 7 до 17%, проницаемость составляет 0,001-0,26 мкм2 (0,035 в среднем). Мощность изменяется: от 0 до 7,4 м (в среднем 2,9).
Параметры нефти: плотность 0,882 г/см3, вязкость 4,6 мПа·с, rазонасыщенность 45 м3/т, давление насыщения 6,4 МПа. Начальное nластовое давление 21,5 МПа.
Залежи в бобриковском и каширском горизонтах незначительные по величине запасов.
В тульском горизонте нефтенасыщены песчаные и алевролитовые пласты. Залежи сводового типа, частично литологически экранированные. Пористость песчаников колеблется в пределах 10-25% (в среднем 16%), проницаемость от 0,01 до 1,15 мкм2 (в среднем 0,23 мкм2). Мощность песчаников достигает 2,8 м (1,5 м в среднем).
Параметры нефти: плотность 0,878 г/см', вязкость 4,0 мПа·с, rазонасыщенность 50 м3/т, давление насыщения: 8,2 МПа. Начальное пластовое давление - 21,0 МПа.
Начальные запасы нефти трех основных объектов составляли (тыс. т):
- тульского: балансовые - 3953, извлекаемые - 1869;
- ДI: балансовые - 25950, извлекаемые - 7995;
- бийского: балансовые - 12090, извлекаемые - 2100.
Выделено два объекта разработки: верхний - в составе тульского, бобриковского, турнейского, каширского горизонтов и нижний - в составе кыновскоrо, nашийскоrо, муллинского и бийского горизонтов.
Первым проектным документом (уточненная техсхема 1978 г.) предусматривалось бурение 650 скважин, в том числе: 135 скважин на верхний объект и 455 скважин на нижний.
Разбуривание было принято по треугольной равномерной сетке 500х500 м. В значительной части скважин нижнего объекта (в 70 из 225 пробуренных) эксплуатировалось совместно 2 или 3 горизонта. Нагнетание воды осуществлялось в 1ульский горизонт, а также все горизонты девонской толщи, кроме мендымского.
В проекте разработки (1987 г.) предусмотрена дальнейшая: интенсификация разработки за счет усиления: воздействия: путем нагнетания: воды и возврата скважин на другие горизонты.
Предусматривалось также добуривание на неразбуренных участках и некоторое уплотнение сетки скважин (в частности, на ДII и на залежи бийского горизонта).
По верхнему объекту (тульский, турнейский и бобриковский горизонты) сохраняется существующая: система разбуривания. Рекомендована очаговая: система заводнения.
По нижнему объекту предусмотрено дополнительное бурение уплотняюших скважин.
В настоящее время месторождение находится: в заключительной стадии разработки.
Источник: Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. К. С. Баймухаметов, П. Ф. Викторов, К. Х. Гайнуллин, А. Ш. Сыртланов. Уфа РИЦ АНК "Башнефть” 1997
Следующее Месторождение: Дружинское