Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1953
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 4.34 км²
Введеновское нефтяное месторождение
Открыто в 1953 г. Введено в разработку в 1954 г. Расположено в южной части Бельской
впадины. Основная залежь нефти приурочена к одному из крупных в Ишимбайском Приуралье погребенных рифовых массивов ассельско-артинского возраста длиной 7 и шириной 1,2 км. Морфология массива представляет собой узкий удлиненный риф, основная срединная часть которого вытянута в северо-западном направлении (рис. 1). Концы массива имеют почти широтное простирание. Длина массива по отметке - 1000 м приближается к 7 км, ширина изменяется от 0,4 до 1 км. Вершина Введеновского массива поднимается на 1100 м над дном депрессии. В продольном направлении поверхность массива неоднородна и характеризуется заметной волнистостью. В срединной части отмечаются отдельные вершины.
Рис.1. Геологический профиль
Западная вершина имеет отметку -800 м и отделена от примыкающей с востока основной части массива седловиной с отметкой -857 м. Восточные пять вершин массива расположены на общем пьедестале, который оконтуривается изогипсой - 750 м.
По крутизне склонов Введеновский массив отличается значительной неоднородностью.
Наиболее пологие участки в пределах восточного и северного склонов массивов, где прослеживается несколько относительно широких выступов. В пределах выступов углы наклона не превышают 20°. На самих склонах лишь на отдельных участках углы наклона склонов превышают 30°. На южном склоне углы наклона от 28 до 35° и достигают 55-60°. Наиболее высокие отметки асселъского яруса отмечены в срединной зоне массива, а более низкие на склонах. Сводовая часть Введеновского гребневидного рифа состоит из пяти газонасыщенных куполков высотой 50, 100 и 160 м, образующих газовую шапку с единым газонефтяным контактом, который имеет абсолютную отметку -700 м. Этаж нефтеносности составляет 310 м. Между нефтеносными и водоносными породами рифового массива выделяется зона окисленной нефти мощностью 8-28 м, которая представляет собой практически непроницаемый раздел, запечатывающий нефтяную залежь.
Нефтеносный разрез месторождения подразделяется на две качественно отличные зоны: зону окисленной нефти, содержащую неподвижную нефть полужидкой консистенции, и нефтеносную с подвижной газированной нефтью. ЗОН залегает между нефтеносной и водоносной зонами. Породы-коллекторы этой зоны заполнены густой окисленной нефтью и битумами. Породы окрашены в темно-коричневый и черный цвет. Зона полностью изолирует подошвенные воды рифа. Об этом свидетельствуют данные опробования скважин и закачки воды под зону окисленной нефти. Изучение зоны окисленной нефти Введеновскоrо месторождения показало, что консистенция углеводородов в породе густая и полужидкая (нетекучая). Содержание битумов в породе изменяется от 2,5 до 7% (весовых) или от 6 до 17 объемных процентов.
Количество асфалътенов достигает 14,6%. Наиболее высокие отметки кровли ЗОН близки к 990 м. В большинстве скважин, вскрывших окисленную зону, отметки ее кровли лежат в интервале от -995 до -1005 м. Наиболее низкие отметки ЗОН расположены в скважинах, тяготеющих к периферии массива, где отметки подошвы нефтеносной зоны снижаются до -1010 м.
Свободный газ в пределах Введеновского месторождения приурочен к верхней части карбонатов, слагающих рифовый массив, и карбонатной пачке филипповского горизонта, залегающей в нижней части кунгурского яруса. Газонасыщенные карбонаты кунгурского яруса, отделены от карбонатов рифового массива пластом ангидритов, толщиной 5-10 м.
ГНК на первой с запада вершине составляет от -706,8 до -686,9 м, на второй - от -701,5 до -683,9 м. ГНК на участке между этими вершинами имеет отметки -702,7, -697,6 и -700,6 м. В пределах третьей вершины отметки ГНК значительно повышаются: до -671,9, - 678, 1 м. На участке между 2 и 3 вершинами отметки ГНК соответственно равны -698,2, -706,4, -686,1 и -690,3 м. На участке трех западных вершин Введеновского массива ГНК принят на отметке -700 м. В восточной части Введеновского месторождения отмечается резкое колебание отметок газонефтяного контакта -697,9, -634,0, а в пятой она -665,9 и -698,8 м.
Отметки кровли газоносных карбонатов изменяются от -502,9 до -608,2 м. ГНК в линзе карбонатов находится в пределах отметок -634,6 и -691,9, принята отметка -680 м.
Залежь нефти в Введеновском рифе по своему строению является массивной. Этаж нефтегазоносности достигает 410 м. Высота газовой шапки равна 103 м, этаж нефтеносности 307 м.
Преобладающим типом известняков рифов являются органогенно-детритовые известняки.
Пористость колеблется в широких пределах. Довольно часто в рифах отмечаются органогенно-шламовые известняки, с характерной шламовой структурой. Эти карбонаты являются тонкозернистыми и характеризуются низкой пористостью. Редко встречаются органогенно-обломочные и органогенные разности известняков с биоморфной структурой. Пористость обусловлена как промежутками между обломками, так и полостями организмов. Наряду с чистыми разностями встречаются в той или иной степени доломитизированные известняки.
Общая толщина продуктивной толщи Введеновского месторождения изменяется от 0 до 410 м, при этом толщина газоносной части достигает 100, а нефтеносной до 300 м. Средняя толщина продуктивной толщи составляет 208,6 м. Эффективная толщина продуктивной части рифа равна 91,5 м (37,6% от общей), в том числе: по газоносной зоне - 27,1 м (50,7%); по нефтеносной зоне 64,4 м (32,7%). Пористость пород изменяется от 1-2 до 32%. Проницаемость меняется в широких пределах. Установить устойчивую зависимость между пористостью и проницаемостью не удалось, хотя с увеличением коэффициента пористости процент проницаемых образцов возрастает. Довольно часто образцы с высокой пористостью (выше15%) практически непроницаемы. Средняя пористость газовой части рифа 5,3% (при нижнем пределе коллектора 2,5%), средняя пористость нефтеносной зоны равна 13,0% (при нижнем пределе коллектора 5%).
Нефти Введеновского месторождения относятся к парафинистым (содержание парафина 2,49-4,06%), сернистым (0,4-2,3%), маловязким (вязкость при 20° С - 1,76 мПа·с). Плотность нефти в пластовых условиях 0,786 г/см1. Плотность дегазированной нефти составляет 0,845 г/см3. Давление насыщения нефти изменяется по площади от 7,0 до 8,7 и составляет в среднем 7,9 МПа. Газовый фактор изменяется по отдельным скважинам от 78 до 100 м3/т.
Средний газовый фактор 93,8 м3/т.
Начальные запасы нефти составляли (тыс.т): балансовые - 28852, извлекаемые - 10600.
Запасы газа в газовой шапке - 74,0 млн.м3, из них отобрано 71 млн.м3.
Ввод в эксплуатацию проектного фонда скважин завершен в 1960 r. Всего введено в эксплуатацию 162 скважины. Сначала все скважины фонтанировали, затем по мере снижения пластового давления их переводили на механизированный способ добычи нефти.
Максималъная добыча нефти по месторождению достигнута в 1958 г. - 1,3 млн.т, суммарная - 4 млн.т. Последующие годы разработки месторождения характеризуются постоянным снижением добычи нефти на 20-30% (120-240 тыс.т), затем 5% (20-40 тыс.т) в год.
Текущий дебит скважин снизился до 1 т/сутки.
О характере выработки запасов свободного газа из газовой шапки рифового массива и в газовой линзе карбонатных пород нижне-кунгурских отложений можно судить по изменению пластового давления в контрольной скважине, где начальное пластовое давление составляло 6,9 МПа. В течение 1958-70 гг. пластовое давление снизилось до нуля. Этот факт дает основание предполагать, что между линзой и газовой шапкой в основной залежи нефти существовала газодинамическая связь. По мере снижения пластового давления в основной части залежи перепад давления между линзой и залежью увеличивался, увеличивался и переток газа. В настоящее время запасы газа исчерпаны как в газовой шапке, так и в линзе кунгурских отложений.
Для поддержания пластового давления в 1955-60 гг. проводилась закачка воды под нефтяную часть залежи в 5 скважин. Всего было закачано 1017 тыс.м3 воды. Однако в процессе закачки воды не было отмечено по окружающим эксплуатационным скважинам ни роста пластового давления, ни роста обводненности скважин, ни роста дебита. В связи с этимпринято решение начать закачку воды в нижнюю часть нефтяной залежи (50 м выше ЗОН).
Освоены под закачку воды новые нагнетательные скважины. Одна скважина была освоена под закачку воды по всей нефтенасыщенной мощности рифа. Закачку воды осуществляли при давлении 10,0 -12,0 МПа. Приемистость скважин при этом составляла до 550 м3/сутки. Всего за 1958-60 гг. закачано в нефтяную часть залежи 632,4 тыс.м3 воды. Как показывают результаты исследования, в скважинах принимали лишь отдельные высокопроницаемые пропластки.
О низком охвате продуктивных отложений закачкой воды говорят и быстрые темпы обводнения соседних эксплуатационных скважин. С началом закачки воды обводненность добываемой нефти увеличилась по месторождению до 4-5 %. Содержание воды по близлежащим эксплуатационным скважинам возрастало до 50-100%. При этом увеличения дебита скважин по нефти не отмечалось. После прекращения закачки воды обводнение скважин прекратилось и процент воды по скважинам снизился до нуля.
Нагнетательные скважины после прекращения закачки воды в 1960 r. были введены в эксплуатацию. В первые дни эксплуатации скважины давали воду с пленкой нефти, затем процент воды снижался до 50-60%, а по некоторым скважинам до нуля.
В процессе закачки воды забойное давление в нагнетательных скважинах достигало 20-30 МПа. Пластовое давление в районе эксплуатационных скважин составляло 2-6 МПа, т. е. перепад давления между эксплуатационными и нагнетательными скважинами был значительным.
В течение первого же года закачки воды в эксплуатационных скважинах наблюдался рост пластового давления до 14-17 МПа. Однако в целом по площади закачка воды существенного влияния не оказала и быстрое снижение пластового давления продолжалось, поскольку объемы закачки воды не компенсировали отбор жидкости.
В настоящее время месторождение находится на завершающей стадии разработки. Действующих добывающих скважин - 120, нагнетательных - 6.
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: Алехинское