Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Степь
Стадия разработки: Нерегулярная добыча
Год открытия: 1964
Источник информации: ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 9.46 км²
Верхнеуратьминское нефтяное месторождение
Верхнеуратьминское нефтяное месторождение расположено на землях Заинского района РТ с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1964 году, введено в разработку в 1980 году.
В тектоническом отношении оно приурочено к северной части Онбийско-Ерсубайкинской структурной зоны западного склона ЮТС.
Промышленно нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения верейского, башкирского возрастов среднего карбона, бобриковского, турнейского возрастов нижнего карбона и кыновского горизонта верхнего девона.
Выявлено и введено в разработку 9 залежей нефти, контролируемых двумя поднятиями. Залежи нефти в отложениях турнейского яруса осложнены врезами.
Рис.1. Верхнеуратьминское месторождение. Карта разработки турнейского яруса
Компенсирующие врезы осадки радаевского возраста, гидродинамически связаны с вмещающими породами по латерали и в отдельных скважинах по вертикали.
Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл. 1).
Табл.1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Верхнеуратьминского месторождения
Залежи по своему строению относятся к пластовосводовым и массивным (рис.2, табл. 1).
Рис.2. Верхнеуратьминское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона
Коллекторы отложений кыновского и пашийского, тульского, бобриковского и радаевского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами (поровый тип) турнейского, алексинского, 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).
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. 2).
Табл.2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Верхнеуратьминского месторождения
Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью, приведена в таблице 3.
Табл.3. Характеристика попутных газов продуктивных отложений Верхнеуратьминского месторождения (однократное разгазирование; мольное содержание, %)
Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ (табл. 1). 93% запасов от НИЗ категории С1+2 сосредоточены в карбонатных коллекторах.
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1998 г. В ней предусматривалось выделение трех самостоятельных объектов эксплуатации (кыновский, турнейский, верейско-башкирский), приуроченных к отложениям верхнего девона (Д0) и нижнего и среднего карбона, размещение проектного фонда по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 300х300 м.
В 2004 году ЗАО НИЦ «Татнефтеотдача» было разработано «Дополнение технологической схемы разработки Верхнеуратьминского нефтяного месторождения». В этом проекте было предложено выделить также четыре объекта эксплуатации, в т.ч. кыновский, турнейский, бобриковский и верейско-башкирский. Бурение 20 проектных скважин, общим фондом 70 скв., поддержание пластового давления путем очагового заводнения, применение методов повышения нефтеизвлечения: солянокислотная обработка ПЗ, технология обработки ПЗП кислотной микроэмульсией, метод комплексного акустико-химического воздействия, электрообработка ПЗП, ВДС. Так как на момент составления «Дополнения» у авторов проекта не было данных о фактических параметрах пластов и насыщающих их флюидов, а Верхнеуратьминское месторождение входило в состав Аксаринской группы месторождений, то параметры заложены по аналогии с соседними месторождениями. Исходя из этого, авторы «Дополнения…» рекомендовали оптимальное забойное давление равным давлению насыщения: на турнейский объект – 3 – 6 МПа, на бобриковский – 1,7 – 3,8 МПа, на верейскобашкирский – 2,6 – 4,2 МПа, при пластовом: 12, 11,5 и 9 соответственно. Основная добыча ведется из отложений турнейского яруса (96%) и верейско-башкирских отложений (4%).
По состоянию на 01.01.2006 г. весь фонд составляет 50 скважин, в том числе эксплуатационных – 46, прочих – 4. Все добывающие скважины работают механизированным способом.
В 2005 г. отбор нефти составил 136,9 тыс.т. Среднегодовая обводненность – 10,2 %. Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по объектам составило: турнейский – 102, верейско-башкирский – 86. Согласно «Дополнению к ТСР», авторами было предложено с 2005 по 2007 г. ввести опытные участки заводнения на отложения турнейского и верейскобашкирского ярусов.
Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. Составил 1085,7 тыс.т, в том числе нефти – 997,7 тыс.т (4,13% от НИЗ по категориям В+ С1) и воды – 88 тыс.т. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 30,13%, водонефтяной фактор составил 0,09% при средней обводненности 10%.
Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан турнейский объект – 49,15 % от НИЗ, текущая обводненность – 10 %, средний дебит по нефти – 9 т/сут, по жидкости – 9,9 т/сут. Залежи верейскобашкирского объекта разрабатываются единичными скважинами, и отбор от НИЗ составляет 5,8 %, текущая обводненность – 5,4%, средний дебит по нефти – 2 т/сут, по жидкости – 2,3 т/сут. Отложения бобриковского горизонта не разрабатываются.
Наиболее интенсивно разрабатывается центральная часть залежи.
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: Комсомольское (Волгоград)