Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1974
Источник информации: ПП_2021г.+2023г.
Метод открытия:
Площадь: 223.04 км²
Архангельское нефтяное месторождение
Архангельское нефтяное месторождение расположено на землях Новошешминского района РТ с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1974 году, введено в разработку в 1980 году. В тектоническом отношении оно приурочено к северной части Усть-Черемшанской террасы западного склона ЮТС. Промышленно нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения каширского, верейского, башкирского возрастов среднего карбона, алексинского, тульского, бобриковского, турнейского возрастов нижнего карбона и кыновского, пашийского возрастов верхнего девона. Выявлено и введено в разработку 130 залежей нефти, контролируемых семью поднятиями.
Таблица 1. Геолого-геофизические характеристики продуктивных отложений Архангельского месторождения.
Залежи нефти в отложениях турнейского яруса осложнены врезами. В компенсирующих врезы осадках радаевского возраста выявлено 12 залежей нефти, гидродинамически связанных с вмещающими породами по латерали. Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу. Залежи по своему строению относятся к пластово-сводовым и массивным. Коллекторы отложений кыновского и пашийского, тульского, бобриковского и радаевского горизонтов сложены песчано- алевролитовыми породами (тип коллектора поровый), 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 (тип коллектора преимущественно трещинно-поровый.
Таблица 2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Архангельского месторождения.
По результатам исследований пластовых и поверхностных проб нефти месторождения можно отнести к тяжелым, сернистым, парафинистым, маловязким – в отложениях девона и высоковязким – в отложениях карбона. Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу. Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ. 48,8% запасов от НИЗ категории С1+С2 сосредоточены в карбонатных коллекторах.
Таблица 3. Характеристика попутных газов продуктивных отложений Архангельского месторождения
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1978 г., в ней предусматривалось выделение двух самостоятельных объектов разработки – залежей нефти тульского горизонта и отложений верей-башкирского возраста; размещение проектного фонда по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м; по тульскому эксплуатационному объекту применение метода ВВГ на опытном участке, охватывающем десять элементов, на отложениях верей-башкирского возраста ВВГ опробовать на участке, включающем четыре элемента. В 1979 и 1984 гг. были составлены еще две проектные работы по уточнению систем разработки месторождения и его ТЭП. В 1994 г. составлена ТСР в связи с пересчетом запасов нефти, в которой принято решение о прекращении процесса ВВГ по причине усиления коррозии оборудования и осложнений в подготовке нефти. По рекомендуемому варианту предусматривалось бурение 224 скважин, поддержание пластового давления путем внутриконтурного и приконтурного заводнения, внедрение циклической закачки, применение методов повышения нефтеизвлечения. За счет МУН предполагается добыть 766,8 тыс. т нефти. К объектам возврата отнесены отложения каширского, алексинского, турнейского возрастов. Проектный фонд 863 скважины. По состоянию на 01.01.2006 г. Пробурено 666 скважин. Из них эксплуатационный фонд – 380 скважин, нагнетательный – 107, прочие – 174. Все добывающие скважины работают механизированным способом. Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. составил 17041,9 тыс.т, в том числе нефти – 10541,3 тыс.т (44,4% от НИЗ по категориям С1+С2) и воды – 6500,6 тыс.т. Для компенсации отбора жидкости закачано 13178,1 тыс.м3 воды. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,12, водонефтяной фактор составил 0,617 при средней обводненности 54%.
В 2005 г. отбор нефти составил 338,6 тыс.т. Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по объектам составило: по верейскому – 4,3 МПа, по башкирскому – 3,82 МПа, по алексинскому – 6,95 МПа, по тульскому – 8,4 МПа, по турнейскому – 6,59 МПа. Оптимальное забойное давление составляет для верейского объекта 2,4 МПа, для башкирского – 2,8 МПа, для тульско-бобриковских – 3,2 МПа, для турнейского – 4,5 МПа.
Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан тульский (75,2% от НИЗ), текущая обводненность – 57,2%, средний дебит по нефти – 4,1 т/сут, по жидкости – 9,6 т/сут. Залежи бобриковских отложений разрабатываются единичными скважинами, отбор от НИЗ составляет 13,1%, текущая обводненность – 6,1%, средний дебит по нефти – 4,6 т/сут, по жидкости – 4,9 т/сут. Турнейский объект разрабатывается только на 4 и 9 блоках, отобрано 8,3% от НИЗ, текущая обводненность – 22,1%, средний дебит по нефти – 1,1 т/сут, по жидкости – 1,5 т/сут. Отложения башкирского яруса практически не разбурены, наиболее интенсивно разрабатывается западная часть 6 блока, остальные блоки (1 и 4) эксплуатируются единичными скважинами на естественном режиме. По объекту отобрано 10,4%, текущая обводненность – 35,4%, средний дебит по нефти – 2,2 т/сут, по жидкости – 3,4 т/сут. Верейский объект разрабатывается в основно, на опытных участках 4 и 6 блоков, на остальных блоках – единичными скважинами. По нему добыто 27,8% от НИЗ, текущая обводненность продукции – 46%. На алексинский объект работает всего 6 скважин на разных блоках, текущие дебиты по нефти равны 1,4 т/сут, по жидкости – 2,3 т/сут. На кыновско- пашийский объект работает одна скважина с дебитом 1,0 т/сут.
Месторождение находится на второй 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: Пайяхское