Месторождение: Восточно-Макаровское (ID: 38745)

Свойства

Класс Месторождения: Крупное

Тип Месторождения: Нефтяное

Местоположение:

Местность: Болото

Стадия разработки: Добыча

Год открытия: 1964

Источник информации: РГФ-23 (6гр_21)

Метод открытия:

Площадь: 16.79 км²

Описание

Восточно-Макаровское нефтяное месторождение

Восточно-Макаровское нефтяное месторождение расположено на землях Заинского района РТ с развитой инфраструктурой.

Месторождение открыто в 1964 году, введено в разработку в 1976 году.

В тектоническом отношении оно приурочено к северной части Онбийско-Ерсубайкинской структурной зоны западного склона ЮТС.

Промышленно нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения верейского, башкирского возрастов среднего карбона, тульского, бобриковского, турнейского возрастов нижнего карбона. Отложения каширского горизонта являются объектом доразведки. Выявлено и введено в разработку 10 залежей нефти, контролируемых двумя поднятиями. Залежи нефти в отложениях турнейского яруса осложнены врезами. В компенсирующих врезы осадках радаевского возраста выявлены залежи нефти, гидродинамически связанные с вмещающими породами. Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл. 1, 2). Залежи по своему строению относятся к пластово-сводовым и массивным (табл. 1). Коллекторы отложений тульского, бобриковского и радаевского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами турнейского, башкирского, верейского возрастов – преимущественно известняками нескольких структурно-генетических разностей с прослоями доломитов, характеризующихся микро- и макротрещиноватостью хаотичного и субвертикального направления, которая является основной флюидопроводящей системой (преимущественно трещинно-поровый тип, табл. 1).

Табл.1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Восточно-Макаровского месторождения

 

Нефти месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб можно отнести к тяжелым, сернистым, парафинистым, высоковязким (табл. 2).

Табл.2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Восточно-Макаровского месторождения

 

Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью, приведена в таблице 3. Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ (табл. 1). 83,8 % запасов от НИЗ категории С1+2 сосредоточены в карбонатных коллекторах.

Табл.3. Характеристика попутных газов продуктивных отложений Восточно-Макаровского месторождения (однократное разгазирование; мольное содержание, %)

 

Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1978 г. В ней предусматривалось выделение 4 самостоятельных объектов эксплуатации, приуроченных к отложениям турнейского, тульско-бобриковского, башкирского и верейского возрастов, размещение проектного фонда по квадратной сетке 400х400 м и 350х350 м. ППД путем внутриконтурного и избирательного заводнения. Методы увеличения нефтеизвлечения пластов не предусматривались.

Затем в связи с уточнением геологического строения по результатам глубокого бурения в 1987г. составлена ТСР, в которой изменена система заводнения: линейная – на залежах верейского горизонта, линейная в сочетании с законтурным заводнением – на залежах тульско-бобриковского объекта. Предложены методы стимуляции скважин (КНН, применение комплекса соляно-кислотных обработок, закачка серной кислоты в отложения тульско-бобриковские, чередующая закачка серной и соляной кислоты в турнейские отложения).

В 1991 г. из состава Макаровского месторождения было выведено Аксаринское в самостоятельное месторождение. В этом же году составлена ТСР по Макаровскому месторождению, в которой предложено: создание трехрядной системы разработки, бурение горизонтальных скважин, разбуривание турнейских и башкирских отложений по треугольной сетке 300х300м, применение циклического заводнения.

В связи с пересчетом запасов нефти в 1995 году в ТатНИПИнефть составлена ТСР по Восточно-Макаровскому месторождению, в которой принято решение о выделении 4 эксплуатационных объектов: турнейского, тульско-бобриковского, башкирского и верейского; бурение 80 добывающих и 20 нагнетательных скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300х300 метров, общим фондом 144; поддержание пластового давления путем циклической закачки, применение МУН (АФ 9-12, ПАА+ацетат хрома, СНПХ-9630, дистилат, СКО, вибровоздействие, акустико-химическое и термоимплозионное воздействие, за счет которых можно добыть 382 тыс.т дополнительной нефти. Оптимальное забойное давление рекомендовалось равным на верейском объекте – 2,5 МПа, на башкирском – 3,0 МПа, на тульско-бобриковском – 3,1 МПа, на турнейском – 4,1 МПа, при пластовом соответственно 7,8; 8,1; 10,8; 11,2 МПа. По состоянию на 01.01.2006 г. весь фонд составляет 63 скважины, в том числе эксплуатационных – 49, нагнетательных – 8, прочих – 6 (рис. 1,2). Все добывающие скважины работают механизированным способом. В 2005 г. отбор нефти составил 31,277 тыс.т. Среднегодовая обводненность – 40,9 %. Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по объектам составило: по верейскому – 5,16 МПа, по башкирскому – 3,69 МПа, по бобриковскому – 9,2 МПа, по тульскому – 6,99 МПа, по турнейскому – 7,31 МПа, в целом по месторождению – 6,49 МПа. Дефицит давления в зоне отбора составляет по объектам соответственно 3,5; 5,3; 2,8; 5, 0 МПа и в среднем по месторождению – 4,3 МПа.

 

Рис.1. Восточно-Макаровское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона

 

Рис.2. Восточно-Макаровское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений среднего карбона

Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. Составил 579,932 тыс.т, в том числе нефти – 433,467 тыс.т (9,82 % от НИЗ по категориям С1+С2) и воды – 146,465 тыс.т (рис.30.4).

Для компенсации отбора жидкости закачано 81,070 тыс.м3 воды. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,24, водонефтяной фактор составил 0,34 д.ед. Степень выработанности запасов нефти по объектам различна. Так, отборы от НИЗ составили по бобриковскому объекту 31,74%, разрабатываются 5 скважинами, текущая обводненность – 78%, дебит нефти – 1,5 т/сут, по жидкости – 6,8 т/сут. Вторые по значимости тульские отложения, отобрано от НИЗ – 17,2%, разрабатываются 8 скважинами, текущая обводненность – 19,9%, дебит нефти – 3,0 т/сут, по жидкости – 3,8 т/сут. Следующий объект – турнейский ярус. Отобрано от НИЗ – 10,24%, разрабатываются 16 скважинами, текущая обводненность – 46,2%, дебит нефти – 2,1 т/сут, по жидкости – 3,6 т/сут. Верейский горизонт. Отобрано от НИЗ – 5,76%, разрабатываются 3 скважинами, текущая обводненность – 5,1%, дебит нефти – 2,3 т/сут, по жидкости – 2,4 т/сут. Из отложений башкирского яруса отобрано от НИЗ – 1,96%, разрабатываются 10 скважинами, текущая обводненность – 6,4%, дебит нефти – 2,0 т/сут, по жидкости – 2,2 т/сут. Месторождение находится на первой 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: Чепаковское