Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1958
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 27.93 км²
Азево-Салаушское нефтяное месторождение
Азево-Салаушское нефтяное месторождение расположено на землях Агрызского района РТ с развитой инфраструктурой, обеспеченного системами сбора и транспорта добываемой продукции.
Месторождение открыто в 1958 году, введено в разработку в 1978 году.
В тектоническом отношении оно приурочено к УстьИкскому и Азево-Салаушскому валам, осложняющим юговосточный склон северного купола Татарского свода.
Промышленно нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения каширского, верейского, башкирского возрастов среднего карбона, тульского, бобриковского горизонтов нижнего карбона, кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона.
Рис.1. Азево-Салаушское нефтяное месторождение. Выкопировка с карты разработки кыновского объекта.
Выявлено и введено в разработку 44 залежи нефти, контролируемые 6 поднятиями. Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу.
Залежи по своему строению относятся к пластовосводовым и массивным. Коллекторы отложений тульского, бобриковского, кыновского и пашийского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами, каширского, верейского и башкирского 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).
Рис.2. Азево-Салаушское месторождение. Геологический профиль по отложениям тульского и девонского горизонта.
Нефти месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб можно отнести к тяжелым, высокосернистым, парафинистым нефтям, маловязким – в отложениях девона и вязким – в отложениях карбона. Воды продуктивных отложений относятся к хлоркальциевому типу с общей минерализацией от 205 до 285 г/л.
Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью. Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ. Запасы нефти месторождения по категории А+В+С1 сосредоточены на 97,5% от НИЗ в терригенных коллекторах.
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1969 г. В ней предусматривалось выделение двух самостоятельных объектов эксплуатации, приуроченных к отложениям кыновско-пашийского и тульскобобриковского возрастов, размещение проектного фонда на Азевском участке пашийский объект по сетке с расстоянием между скважинами 500 м без ППД, на Салаушском участке кыновский и тульско-бобриковский – по сетке 700х700 м с ППД. Затем в 1978 и 1983гг. были составлены два проектных документа, в которых предусматривалось для полной выработки запасов нефти уплотнение сетки скважин вдвое до 17га/скв. Для этого необходимо пробурить 38 скважин.
Березнякский участок разбурить по треугольной сетке 400х400 м. Всего для бурения намечено 113 скважин. В связи с пересчетом запасов нефти и включением в состав месторождения Варзи-Омгинского участка в 1991 году в ТатНИПИнефть составлен проект разработки, в котором было принято решение о разукрупнении эксплуатационных объектов за счет дополнительных линий разрезания и перевода добывающих скважин под нагнетание. По рекомендуемому варианту предусматривалось бурение 92 скважин, общим фондом 298, поддержание пластового давления путем законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения, применение нестационарного заводнения, гидравлического разрыва пласта.
В 2003 г. был составлен проектный документ с целью уточнения систем разработки и ТЭП. В работе предусмотрено бурение 8 добывающих скважин, усиление системы заводнения путем перевода 5 добывающих скважин под нагнетание, применение МУН (ПАВ ОП-10, СПС, ПДС, КПАС, КрОС), за счет которых можно добыть 45,8 тыс. т дополнительной нефти. По состоянию на 01.01.2006 г. весь фонд составляет 212 скважин, в том числе эксплуатационных добывающих –115, нагнетательных –55, прочих – 42. Все добывающие скважины работают механизированным способом.
Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. Составил 13006,3 тыс. т, в том числе нефти – 4618,3 тыс. т (80,3% от НИЗ по категориям С1+С2) и воды –8388 тыс. т. Для компенсации отбора жидкости закачано 11803,1 тыс. м3 воды.
Текущий КИН достиг значения 0,313, водонефтяной фактор составил 1,82 д. ед. при средней обводненности 75%. В 2005 г. отбор нефти составил 140,3 тыс. т. Среднегодовая обводненность – 75%.
Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по объектам составило: по пашийскому –18,2 МПа, по кыновскому –16,8 МПа, по тульско-бобриковскому – 6,5 МПа. Дефицит давления составляет по тульско-бобриковскому объекту 4,0 МПа, по остальным объектам отсутствует.
Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан кыновско-пашийский – 97,5% от НИЗ, текущая обводненность – 84,8%, средний дебит по нефти – 3,7 т/сут, по жидкости – 24,2 т/сут. Тульско-бобриковский объект разрабатывается 57 скважинами, добыто 57,1% от НИЗ, текущая обводненность – 56,8%, средний дебит по нефти – 4,1 т/сут, по жидкости – 9,4 т/сут. Залежи подольского и турнейского объектов разрабатываются единичными скважинами, и отбор от НИЗ составляет 0% (запасы не подсчитаны), средний дебит по нефти – 0,4–7,1 т/сут, по жидкости – 0,5 – 8,3 т/сут. Отложения практически не разбурены, разрабатываются на естественном упруговодонапорном режиме.
Месторождение находится на третьей стадии разработки.
Источник: 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. – 524 с. ISBN 978-5-9690-00083-4
Следующее Месторождение: Западное Сабо