Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Степь
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1962
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 36.19 км²
Алкинское нефтяное месторождение
Открыто в 1962 г. Введено в разработку в 1978 г. Расположено в южной части Благовещенской впадины. Залежи нефти приурочены к небольшим пологим структурам на фоне моноклинального общего подъема на север. С северо-запада залежи экранированы Демско-Серrеевским грабеном (рис.1).
Рис.1. Геологический профиль
Кроме того, существенное влияние на формирование залежей оказали оперяющие разломы, а также зоны замещения непроницаемыми отложениями.
Залежи бобриковского горизонта приурочены к небольшим поднятиям, осложняющим основные структуры.
Нефтеносны отложения бобриковского, кыновского, пашийского и муллинского горизонтов. Бобриковские отложения представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. В песчаных пластах горизонта содержатся несколько сводовых, пластовых, частично литологически экранированных залежей. Мощность песчаников достигает 7,6 м, проницаемость - 0,48 мкм2. Начальное пластовое давление 17,0 МПа.
В кыновских глинистых песчаниках установлено 4 залежи, тектонически и литологически экранированные по большей части периметра.
Размеры залежей небольшие, мощность изредка достигает 8 м, проницаемость 0,22 мкм2, начальное пластовое давление 20 МПа.
Одним из основных по запасам объектов являются песчаники горизонта ДI. Их мощность колеблется от 0 до 6,6 м, проницаемость в среднем равна 0,30 мкм2. В этих отложениях содержится 4 залежи нефти пластово-сводового типа, тектонически и литологически эранированных. Размеры залежей от l,4x0,8 до 4,5х2 км. Высота этажа нефтеносности до 19 м. Начальное пластовое давление около 20 МПа.
В муллинском горизонте (ДII) выделяется 6 небольших пластово-сводовых, литологически экранированных залежей. Мощность нефтенасыщенных песчаников изменяется от 0,8 до 6,4 м. Начальное пластовое давление 24,0 МПа. Проницаемость их низкая (0,07 мкм2 по керну).
Начальный гидродинамический режим всех объектов - упруговодонапорный или упругий.
Пластовые воды хлоркальциевого типа. Их плотнос1ъ 1,17 г/см3. общее содержание солей - 272 г/л.
Характеристика нефтей приведена в табл. 1. Начальные запасы нефти в терригенном девоне составили (тыс. т): балансовые - 7190, извлекаемые - 2214.
На месторождении пробурено 203 скважины, из которых 18 разведочных оказались неудачными и ликвидированы. В системе разработки использовано 184 скважины, в 147 из которых добывалась нефть. Ряд скважин выведен из эксплуатации.
В небольшом числе скважин пласты терригенной толщи девона эксплуатировались совместно.
В целом из терригенного девона добыто 874 тыс. т нефти (93% от всей добычи по месторождению). Плотность сетки скважин по залежам терригенного девона составляет от 17,5 до 40 га/скв. Разработка залежей терригенного девона, ведется с заводнением продуктивных пластов в основном с внутриконтурным.
Залежи бобриковского горизонта и небольшая залежь кизеловского горизонта эксплуатируются единичными скважинами.
На месторождении работает 123 добывающих и 19 нагнетательных скважин, из которых за весь срок разработки добыто 938 тыс. т нефти, при максимальной добыче в 1990 г. (88 тыс. т). В 1995 г. отбор составил 68 тыс. т. По величине суммарных НИЗ месторождение относится к некрупным.
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: Шадбеговское