Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1969
Источник информации: РГФ-23 (6гр_19)
Метод открытия:
Площадь: 27.48 км²
Бурейкинское нефтяное месторождение
Бурейкинское нефтяное месторождение расположено на землях Октябрьского района РТ с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1969 году, введено в разработку в 1979 году.
В региональном структурном плане в тектоническом отношении оно расположено на восточном бортовом склоне Мелекесской впадины, в северо-западной части ВишневоПолянской террасы.
Промышленно нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения каширского, верейского, башкирского возрастов среднего карбона, бобриковского, турнейского возрастов нижнего карбона.
Выявлено и введено в разработку семь залежей нефти, контролируемых семью поднятиями (Бурейкинское, Восточно-Бурейкинское, Татарстанское, Выдринское, Дорожное, Филипповское, Анютинское).
Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл. 1).
Табл.1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Бурейкинского месторождения
Залежи по своему строению относятся к пластовосводовым и массивным (рис. 1, табл. 1).
Рис.1. Бурейкинское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона
Коллекторы отложений бобриковского горизонта сложены песчано-алевролитовыми породами (поровый тип), турнейского, 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 трещиннопоровый тип, табл. 1).
Нефти месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб можно отнести к тяжелым, сернистым, парафинистым, высоковязким (табл. 2). Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью, приведена в таблице 3. Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ (табл.1).
Табл.2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Бурейкинского месторождения
61,2% запасов от НИЗ категории С1+2 сосредоточены в терригенных коллекторах.
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1976 г. В ней предусматривалось размещение проектного фонда по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400х400 м.
Табл.3. Характеристика попутных газов продуктивных отложений Бурейкинского месторождения (однократное разгазирование; мольное содержание, %)
В проектах 1978, 1983, 1990 и 2000 гг. предложено бурение скважин по сетке 400х400 м.
В связи с пересчетом запасов нефти в 2003 году составлена ТСР по Бурейкинскому месторождению. По рекомендуемому варианту предусматривалось выделение двух самостоятельных объектов эксплуатации в отложениях бобриковского и верейбашкирского, турнейский – объект возврата, бурение 169 скважин по равномерной квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400 м, поддержание пластового давления путем организации циклической закачки в карбонатных отложениях, применение МУН (ПАВ ОП-10, гидрофобной эмульсии, ДН-9010, СНПХ-9633, ВУС, создание каверннакопителей, СПС, ВУС, КДС, КПАС, ТБИВ).
Оптимальное забойное давление рекомендовалось равным на каширский объект 6,0 МПа, на верейский объект – 5,0 МПа, на башкирский объект – 5,0 МПа, на бобриковский объект – 7,0 МПа, на турнейский – 7,0 МПа.
По состоянию на 01.01.2006 г. весь фонд составляет 246 скважин, в том числе эксплуатационных – 154, нагнетательных – 56, прочих 36 (рис. 21.4).
Все добывающие скважины работают механизированным способом.
В 2005 г. отбор нефти составил 279,000 тыс.т. Среднегодовая обводненность – 64,3%. Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по бобриковскому объекту составило 11,99 МПа.
Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. Составил 8227,126 тыс.т, в том числе нефти – 5000,556 тыс.т (49,03% от НИЗ по категориям С1+С2) и воды – 3226,57 тыс.т (рис. 2).
Рис.2. Бурейкинское месторождение. Динамика показателей разработки
Для компенсации отбора жидкости закачано 8888,761 тыс.м3 воды.
Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,11, водонефтяной фактор составил 0,65 д.ед. при средней обводненности 64,3%.
Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан бобриковский – 70,65 % от НИЗ, текущая обводненность – 64,8 %, средний дебит по нефти – 5,88 т/сут, по жидкости – 16,7 т/сут. Каширский – 39,9 % от НИЗ, в данный период не разрабатывается. Остальные горизонты выработаны незначительно.
Месторождение находится на начальной 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: Беркет-Ключевское