Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1957
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 41.0 км²
Елабужское нефтяное месторождение
Елабужское нефтяное месторождение расположено на землях Челнинского района РТ с развитой инфраструктурой.
Месторождение открыто в 1957 году, введено в разработку в 1962 году. В тектоническом отношении оно приурочено к юго-восточному склону северного купола Татарского свода (СТС).
Промышленно нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения башкирского яруса среднего карбона, семилукского, кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона.
Выявлено и введено в разработку 10 залежей нефти, контролируемых 3 поднятиями.
Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл. 1).
Залежи по своему строению относятся к пластово-сводовыми массивным (рис. 1, табл. 1).
Рис.1. Елабужское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений верхнего девона
Коллекторы отложений кыновского и пашийского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами, семилукского и башкирского возрастов – преимущественно известняками нескольких структурно-генетических разностей с прослоями доломитов, характеризующихся кавернозностью микро- и макротрещиноватостью хаотичного и субвертикального направления, которая является основной флюидопроводящей системой (преимущественно трещиннопоровый тип, табл. 1).
Табл.1. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Елабужского месторождения
По результатам исследований пластовых и поверхностных проб нефти месторождения можно отнести к тяжелым, сернистым, парафинистым, маловязким – в отложениях девона и высоковязким – в отложениях карбона (табл. 2).
Табл.2. Характеристика нефтей продуктивных отложений Елабужского месторождения
Запасы нефти утверждены в ГКЗ РФ (табл. 1). 94,7 % запасов от НИЗ категории С1 сосредоточены в терригенных коллекторах.
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1964 г. В ней предусматривалось выделение двух эксплуатационных объектов, приуроченных к отложениям кыновского и пашийского горизонтов, размещение проектного фонда по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м и законтурным заводнением. Эксплуатационные скважины располагаются 2 рядами, параллельными текущему контуру нефтеносности. Давление на линии нагнетания – 17,5 МПа. В 1974 г. в связи с отставанием фактических показателей от проектных, значительной обводненности добываемой продукции, отсутствием проектных показателей на ближайшие годы выполнен анализ разработки, по которому предусматривалось: бурение 26 скважин, перенос фронта нагнетания, повышение давления нагнетания до 10 МПа, применение циклического заводнения и смены фильтрационных потоков жидкости.
Затем в 1976 и 1978 гг. были составлены два проектных документа по уточнению ТЭП.
В связи с включением в состав месторождения Соболековского участка в 1985 г. составлен проект разработки, в котором даны рекомендации о разработке карбонатных отложений башкирского яруса. По рекомендуемому варианту предусматривалось: разбуривание башкирских отложений по треугольной сетке 400х400 м с учетом девонских скважин, бурение 48 скважин, общий фонд 153 скважины, поддержание пластового давления путем законтурного, приконтурного и избирательного заводнения, режим закачки циклический, применение СКО для карбонатных коллекторов.
В связи с пересчетом запасов нефти и истечением срока действия предыдущего проектного документа в 2005 г.
составлена ТСР. В работе предусмотрено бурение 17 добывающих скважин на кыновско-пашийский объект, выработку башкирского яруса осуществлять возвратным фондом, усиление системы заводнения путем перевода 4 добывающих скважин под нагнетание, применение МУН (СНПХ-9030, МИА-пром, ДН-9010, ВУС, гипан+цемент), за счет которых можно добыть 59,9 тыс.т дополнительной нефти.
По состоянию на 01.01.2006 г. весь фонд составляет 110 скважин, в том числе эксплуатационных добывающих – 58, нагнетательных –13, прочих – 39 (рис. 2). Все добывающие скважины работают механизированным способом.
Рис.2. Елабужское месторождение. Динамика показателей разработки
Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. Составил 38051,4 тыс.т, в том числе нефти – 9950,5 тыс.т (72% от НИЗ) и воды – 28100,8 тыс.т (рис.1). Для компенсации отбора жидкости закачано 34612,1 тыс. м3 воды.
Текущий КИН достиг значения 0,380, водонефтяной фактор составил 2,8 д.ед. при средней обводненности 84,5%.
В 2005 г. отбор нефти составил 206,5 тыс.т. Пластовое давление в зоне отбора в 2005 г. в среднем по объектам составило: по кыновско-пашийскому – 16,3 МПа, по башкирскому – 6,3 МПа.
Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработаны кыновско-пашийские – 75,5% от НИЗ, текущая обводненность – 84,6%, средний дебит по нефти – 12,2 т/сут, по жидкости –79,3 т/сут, разрабатывается 97 скважинами. Вторые по значимости залежи башкирского яруса, добыто 9,8% от НИЗ, текущая обводненность – 71,2%, средний дебит по нефти – 0,6 т/сут, по жидкости – 2,0 т/сут.
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: Кузбаевское