Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1982
Источник информации: ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 9.21 км²
Глазовское нефтяное месторождение
Глазовское нефтяное месторождение расположено наземлях Лениногорского района РТ с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1982 году, введено в разработку в 1998 году. В тектоническом отношении месторождение приурочено к юго-западному склону ЮжноТатарского свода. В региональном плане оно контролируется небольшими по площади тремя локальными брахиантиклинальными поднятиями: Вязовским, Юлтимировским и Петропавловским. Промышленная нефтеносность на месторождении связана с карбонатными отложениями верейского горизонта, башкирского, турнейского ярусов и терригенными отложениями пашийского горизонта. Выявлено и введено в разработку 6 залежей нефти, контролируемых тремя поднятиями. Все отложения характеризуются неоднородностью по площади и разрезу (табл.1). Отложения верейского горизонта представлены переслаиванием терригенных и карбонатных пород. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 5,4 м (рис. 1). Тип залежей пластово-сводовый и литологически экранированный.
Табл.1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Глазовского месторождения
Режим залежей упруго-водонапорный. Отложения башкирского яруса представлены известняками с чередованием пористо-кавернозных, интенсивно трещиноватых и плотных тонкозернистых разностей, доломитами пористыми, кавернозными.
Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 6,2 м. Режим залежей упруго-водонапорный. В отложениях турнейского яруса залежи контролируются Вязовским и Юлтимировским поднятиями. Обе залежи относятся к массивно-слоистому типу (рис. 1).
Рис.1. Глазовское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона
Режим залежей упруго-водонапорный. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в пределах 3,6 – 27 м при среднем значении 12,6 м. Пашийская залежь относится к типу литологически-экранированных. Приурочена к восточному борту Вязовского поднятия. Пласт Д1а представлен терригенными коллекторами со средней толщиной 1,6 м.
Нефти месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб можно отнести к тяжелым, сернистым, парафинистым, маловязким – в отложениях девона и высоковязким – в отложениях карбона (табл.2). Характеристика попутного газа, добываемого с нефтью, приведена в таблице 3. Запасы нефти утверждены в ЦКЗ РФ (табл.1).
Табл.2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Глазовского месторождения
98,8% запасов от НИЗ категории С1+2 сосредоточены в карбонатных коллекторах. Первая технологическая схема разработки Глазовского месторождения была составлена в 1999 г., предусматривающая следующие основные положения: выделение четырех самостоятельных объектов эксплуатационных объектов: верейского, башкирского, турнейского и пашийского; разбуривание башкирского и турнейского эксплуатационных объектов по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м; применение циклического заводнения с переменой направления фильтрационных потоков; применение технологий повышения нефтеотдачи: ПСКО, СКО в комплексе с органическими растворителями и свабированием, гипан с жидким стеклом, СНПХ-9630; поддержание давления на устье нагнетательных скважин для верейских и башкирских отложений – 7 – 8 МПа, турнейских – 8 – 10 МПа; поддержание давления на забое добывающих скважин на уровне давления насыщения нефти газом; использование скважин, выполнивших свое назначение в качестве возвратных на другие пласты.
Табл.3. Характеристика попутных газов продуктивных отложений Глазовского месторождения (однократное разгазирование; мольное содержание, %)
В связи с пересчетом запасов нефти в 2004 году составлена новая ТСР по Глазовскому месторождению. По рекомендуемому варианту предусматривалось выделение четырех эксплуатационных объектов – верейского, башкирского, турнейского и пашийского; бурение 35 скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м; общим фондом 53 скважины; поддержание пластового давления путем создания приконтурной системы заводнения с дальнейшим переносом фронта нагнетания на обводнившиеся добывающие скважины; применение технологий увеличения продуктивности и ограничения водопроявления скважин – НСКО, ИККН, СПНХ-9633, за счет которых можно добыть 23,0 тыс. тонн нефти. Оптимальное забойное давление рекомендовалось равным давлению насыщения.
По состоянию на 01.01.2006 г. весь фонд составляет 23 скважины, в том числе эксплуатационных – 12 скважин, нагнетательных нет, прочих – 11 скважин (рис.2). Все скважины работают ШГН. В 2005 г. отбор нефти составил 24,877 тыс. тонн. Среднегодовая обводненность – 1,8%.
Рис.2. Глазовское месторождение. Динамика показателей разработки
Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по объектам составило: по кизеловскому – 8,4 МПа, по пашийскому – 11,3 МПа. Дефицит давления составляет по объектам соответственно 2,3 и 3,7 МПа. Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. составил 86,56 тыс. т, в том числе нефти – 83,458 тыс. т (4,2% от НИЗ по категориям С1+С2) и воды – 3,102 тыс. т (рис.2). Закачка на месторождении не ведется.
Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,33, водонефтяной фактор составил 0,04 д.ед. при средней обводненности 1,8%. Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан кизеловский горизонт – 1,1% от НИЗ, текущая обводненность – 1,9%, средний дебит по нефти – 7,4 т/сут, по жидкости – 7,6 т/сут.
Залежь пашийского объекта разрабатывается одной скважиной, и отбор от НИЗ составляет – 0,13%, текущая обводненность – 0,7%, средний дебит по нефти – 7,4 т/сут, по жидкости – 7,5 т/сут. Залежь разрабатывается на естественном режиме. 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: Чайдахское