Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1977
Источник информации: ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 36.68 км²
Ардатовское нефтяное месторождение
Открыто в 1977 г. Введено в разработку в 1980 г. Расположено на восточном склоне Южно-Татарского свода и приурочено к группе небольших пологих поднятий (рис. 1), разделенных прогибами. Поднятия различны по размерам. Структурные планы всех отложений, начиная с терригенного девона и выше, совпадают.
Рис.1 Карта контуров залежей ТТНК и турнейского яруса. Геологический профиль
Нефтеносны терригенные отложения тульского и бобриковского горизонтов нижнего карбона, карбонатные отложения кизеловского, малевско-упинского горизонтов турнейского яруса, верхне-, средне- и нижнефаменского подъярусов верхнего девона.
В тульских песчано-алевролитовых пластах установлена одна литологически ограниченная залежь небольших размеров. Мощность песчаников до 2,8 м.
В бобриковских песчаниках выделяется 2 продуктивных пласта, которые часто замещены непроницаемыми породами. Мощность продуктивной частидостигает 8 м, проницаемость - 0,36 мкм2. Всего выявлено в этом горизонте 13 залежей различных размеров структурно-литологического типа. ВНК залежей от -964 до -974 м. Начальный гидродинамический режим упруго-водонапорный. Начальное пластовое давление 11,7 МПа.
В турнейском ярусе продуктивны две пачки пористо-кавернозных известняков.
В кизеловском горизонте установлены 2 мелких залежи с ВНК от -972 до -982 м. Мощность продуктивных прослоев до 5,6 м, проницаемость их низкая и составляет всего 0,01 мкм2 в среднем.
В малевско-упинских известняках выявлена одна залежь с ВНК -1018 м. Мощность до 3,5 м, проницаемость также невысокая.
В заволжском горизонте выявлено 3 залежи. Мощность нефтенасыщенных прослоев в сумме составляет 0,8-42,8 м. Известняки низкопроницаемые (0,015 мкм2). ВНК от -1057 до -1066 м.
В среднефаменском подъярусе насчитывается 13 мелких массивных залежей, приуроченных к пористо-кавернозным низкопроницаемым известнякам. ВНК от -1100 до -1116 м.
В нижнефаменском подъярусе установлена одна мелкая залежь, вскрытая всего одной скважиной. Проницаемость коллекторов 0,003 мкм2. ВНК -1150 м.
Гидродинамические режимы объектов упруговодонапорный и упругозамкнутый.
Характеристика нефтей приведена в табл. 1.
|
Объект |
Плотность в поверхностных условиях, г/см3 |
Вязкость в пластовых условиях, мПа*с |
Давление насыщения, МПа |
Газонасыщенность, м3/т |
|
Бобриковский |
0,896 |
16 |
5,7 |
15 |
|
Кизеловский+малевскоулинский |
0,900 |
- |
5,7 |
15 |
|
Заволжский |
0,907 |
7,6 |
2,4 |
15 |
|
Фаменский |
0,924 |
38,0 |
5,4 |
15 |
Таблица 1. Характеристика нефтей
Более или менее значительные по запасам залежи всех объектов были разбурены по равномерной квадратной сетке с расстояниями между скважинами 250-300 м. Мелкие залежи эксплуатируют единичными скважинами.
Залежи бобриковского горизонта разрабатывали с заводнением пластов. Скважины размещались по квадратной сетке на участках, где совпадали контуры фаменских и бобриковских залежей, поэтому плотность сетки по этому объекту составляет 6-10 га/скв. Всего в эксплуатации по бобриковскому горизонту перебывало 115 добывающих и 35 нагнетательных скважин. Около 30 скв. выведено из эксплуатации из-за полного обводнения.
Залежи нефти в объектах турнейского яруса разбурены частично или же полностью и разрабатывались либо на естественном режиме, либо с заводнением пластов.
Технологические показатели разработки месторождения
Источник: Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана .- Уфа: РИЦ АНК «Башненфть». 1997 г. К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов.
Следующее Месторождение: Архангельское (Башкортостан)