Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1968
Источник информации: ПП_2018г.+2023г.
Метод открытия:
Площадь: 50.35 км²
Сатаевское нефтяное месторождение
Открыто и введено в разработку в 1968 г. Расположено на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода. В тектоническом плане месторождение приурочено к моноклинали юго-восточного падения. С юго-востока и северо-запада (рис. 1) залежи нефти в ДІ и ДIV тектонически экранированы двумя ветвями Демско-Сергеевского грабена. Между ними выявлено несколько тектонических нарушений, расположенных нормально к грабенам. Эти нарушения расчленяют месторождение на несколько блоков с собственными ВНК.
Нефтеносны песчаники
бобриковского горизонта нижнего карбона, кыновского, пашийского и воробьевского
горизонтов, а также известняки старооскольского надгоризонта терригенной толщи
девона.
Рис. 1. Сатаевское месторждение. Карта контуров залежей ДI. Геологический профиль (вкрест простирания)
В бобриковском горизонте установлены 2 небольшие залежи структурно-литологического типа с ВНК -1454 и -1458 м. Мощность песчаников около 5 м, проницаемость 0,2 мкм2.
Кыновский горизонт - песчаники маломощные (2,5 м), линзообразные. Установлены 3 небольшие литологически изолированные залежи.
Песчаники ДІ представлены двумя пластами - верхним и нижним, разделенными аргиллитами мощностью 3,5-5,5 м. Верхний пласт маломощный, содержит одну литологическую залежь. В нижнем - основном по запасам пласте - мощность песчаников достигает 10-12 м и более. В них выделяется 8 тектонически и частично литологически изолированных залежей различного размера - от 0,6-0,4 до 9,3х2,0 км. Высота этажа нефтенасыщенности до 22 м. ВНК от -1811 до -1891 м. Проницаемость 0,38 мкм2 (в среднем). С юго-востока залежи ограничены контурной водой.
Начальный режим - упруговодонапорный с низкой активностью контурных вод. Зачастую в подошве основного пласта имеется окисленная зона (твердые битумы). Начальное пластовое давление 22,3 МПа.
B старооскольском надгоризонте продуктивны прослои порово-кавернозных пород, расположенных среди плотных кристаллических известняков.
Выявлено 7 залежей литологического типа. Площадь залежей различная - от 0,3х0,2 до 1,9х1,1 км. ВНК установлен на отметках от -844 до -1865 м. Проницаемость их высокая и составляет в среднем 0,32 мкм2, что связано с кавернозностью.
В горизонте ДIV выделяется 2 пласта - верхний и нижний. В верхнем выявлены 2 небольших тектонически и литологически экранированных залежи. ВНК -1917 и -1920 м. Проницаемость песчаников составляет 0,22 мкм2. Начальный режим упруговодонапорный. Пластовое давление 22,4.
Нижний пласт (воробьевский горизонт) представлен разнозернистыми, вплоть до гравийных песчаниками. Они высокопроницаемы (0,43 мкм2), мощность иногда достигает 4 м. В них содержится 11 залежей литологического, а также тектонически и литологически экранированного типа. Размеры залежей разные - от 0,5х0,2 до 5х2 км. ВНК от -1878 до -1947 м. Начальный режим упруговодонапорный. Пластовое давление 22,5 МПа. Для залежей этого пласта характерно наличие зоны окисленной нефти в подошвенной части.
Начальные запасы нефти составляли (тыс. т): в ДІ балансовые - 30321, извлекаемые - 19165; в ДIV балансовые - 3493, извлекаемые - 1380. Пластовые воды хлоркальциевого типа, с общим содержанием солей до 270 г/л, и плотностью 1,19 г/см3.
По первой технологической схеме (1969 г.) была запроектирована сетка 500х600 м и разработка с законтурным заводнением.
В 1972 г. в проекте разработки предусматривалось дополнительное бурение 16 скважин и очаговое заводнение.
Эти положения касались лишь южного участка.
В 1976 г. открыты и введены в разработку залежи северной части месторождения.
По уточненному проекту разработки (1978 г.) планировалось бурение 43 скважин на северном и 13 скважин на южном участках по треугольной сетке 400х400 м. В последующие годы бурились дополнительные уплотняющие скважины, пласт ДIV-нижний выделен в самостоятельный объект.
В результате этих решений общий фонд пробуренных скважин составил около 300 единиц (из них 60% на северном участке). Плотность сетки скважин была доведена до 12,1 га/скв. Месторождение разрабатывалось исключительно высокими темпами - в максимуме добывалось до 11,9% НИЗ (1977 г). В результате такой плотной сетки достигнута высокая нефтеотдача. По северному участку она составляет более 60, на южном более 53%. Отобрано 94% НИЗ.
Месторождение находится на заключительной стадии разработки.
По величине НИЗ месторождение относится к группе средних.
Источник: Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК «Башненфть». 1997 г. К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов.
Следующее Месторождение: Наратовское