Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1961
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 2.16 км²
Дружбинское нефтяное месторождение
Дружбинское нефтяное месторождение расположено на землях Мензелинского района РТ с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1961 году, введено в разработку в 2002 году.
В тектоническом отношении оно приурочено к Северо-Восточному склону ЮТС.
Промышленно нефтеносными на месторождении являются терригенные отложения тульского нижнего карбона.
Выявлена и введена в разработку одна залежь нефти, контролируемая Дружбинским сейсмоподнятием.
Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл. 1, рис. 1). Залежь по своему строению относится к типу пластово-сводовых (табл. 1).
Табл.1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Дружбинского месторождения
Коллекторы отложений тульского горизонта сложены песчано-алевролитовыми породами (поровый тип, табл. 1).
Рис.1. Дружбинское месторождение. Выкопировка с карты разработки тульского объекта
Нефти месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб можно отнести к средним, сернистым, парафинистым, вязким. Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ (табл. 1). Все запасы категории С1 сосредоточены в терригенных коллекторах.
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 2005 г. В ней предусматривалось выделение одного самостоятельного объекта эксплуатации, приуроченного к отложениям нижнего карбона тульского горизонта, размещение проектного фонда по сетке с расстоянием между скважинами 400х400 м. По рекомендуемому варианту предусматривалось выделение одного самостоятельного объекта эксплуатации в отложениях нижнего карбона тульского горизонта, бурение 8 скважин по равномерной 16-гектарной сетке с расстоянием между скважинами 400х400 м, поддержание пластового давления путем сочетания внутриконтурной и избирательной с приконтурной избирательной системой заводнения, применение МУН (РИТИН-10, полисилДФ и П1, микрокислотные эмульсии, термоимплозионное воздействие, акустико-химическое воздействие), за счет которых можно добыть тыс.т дополнительной нефти.
По состоянию на 01.01.2006 г. весь фонд составляет 3 скважины, в том числе эксплуатационных – 3, нагнетательных – 0, прочих – 0. Все добывающие скважины работают механизированным способом.
В 2005 г. отбор нефти составил 8,139 тыс.т. Среднегодовая обводненность – 24,31%.
Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по тульскому объекту составило 8 МПа.
Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. Составил 33,067 тыс.т, в том числе нефти – 26,014 тыс.т (10,3% от НИЗ по категориям С1+С2) и воды – 7,053 тыс.т (рис. 2). Для компенсации отбора жидкости закачано 0 тыс.м3 воды.
Рис.2.Дружбинское месторождение. Динамика показателей разработки
Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,029, водонефтяной фактор составил 0,27 д.ед. при средней обводненности 21,33%. Текущая обводненность – 21,33%, средний дебит по нефти – 7,86 т/сут, по жидкости – 10,38 т/сут.
На тульский объект работают 3 скважины с (суммарный) дебитом 29 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: Игровское