Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1953
Источник информации: РГФ-23
Метод открытия:
Площадь: 5.17 км²
Старо-Казанковское месторождение
Открыто и введено в разработку в 1953 г. Основным объектом разработки являются рифовые карбонатные отложения сакмарского и артинского ярусов и карбонатные линзы филлиповского горизонта кунгурского яруса.
Массив состоит из трех сочлененных между собой куполов, из которых два северных образуют единую гряду, к западной части которого с юга примыкает Троицкий купол. Длина массива по изогипсе -1050 м достигает 4,5 км, ширина изменяется от 0,6 на востоке, до 2,7 км на западе (рис. 1).
Рис.1. Геологический профиль
Наибольшим по площади и высоте является северо-западный купол. Его вершина имеет отметку -492,7 м. Он вытянут в субширотном -направлении и имеет крутые южный и западный склоны (45°) и относительно пологий северный склон (25-30°). Восточная часть массива имеет гребневидную форму и является продолжением северо-западного купола.
Троицкий купол представляет собой гряду, вытянутую с юго-востока на северо-запад. Длина его не превышает 2,6 км, ширина изменяется от 0,5 до 0,6 км. Наиболее высокая абсолютная отметка имеет значение -736,9 м.
Высота Старо-Казанковского массива над прилежащей с запада частью платформы достигает 600 м.
По образцам керна средняя пористость в разрезе пористых пачек составляет 20,6%.
По данным интерпретации материалов ГИС среднее значение пористости равно 19,6%, а в наиболее высокопористых интервалах варьирует до 21,3 (верхняя пачка) и 24% (нижняя).
Проницаемость пород по керновому материалу определена от 0 до 0,435 мкм2. Среди проницаемых образцов керна наибольшее распространение имеют образцы с пористостью 15-19%. Среднее значение проницаемость по лабораторным определениям составляет 0,024 мкм2.
Емкостные свойства карбонатных отложений как коллектора создаются за счет первичной и вторичной пористости, карста и трещин. Преобладающим типом пустотности является пористо-кавернозный.
Значение начальной нефтенасыщенности составило 89%, среднее значение газонасыщенности в газоносной части разреза равно 86%. Начальные запасы нефти составляли: балансовые - 24896 тыс. т, извлекаемые - 7070 тыс. т.
По распределению нефти, газа и воды в рифовом массиве Старо-Казанковского месторождения выделяются три зоны: газоносная, нефтеносная и окисленной нефти. Газоносными являются сводовые части Западного и Троицкоrо куполов, а также линза карбонатной пачки филипповскоrо горизонта кунгурского яруса, расположенная над юго-восточным склоном западного купола, вблизи от ее вершины. ГНК западного купола имеет абсолютную отметку -590 м. Такую же отметку имеет и линза кунгурских карбонатов, что свидетельствует о газодинамической связи между ними. В пределах Троицкого купола абсолютная отметка ГНК составляет -815 м, что на 225 м ниже, чем на Западном куполе. Этаж газоносности на Западном куполе составляет 97 м, Троицком - 73.
За нижнюю границу продуктивной нефтеносной толщи принята поверхность зоны окисленной нефти. Абсолютные отметки зоны этой поверхности в пределах месторождения изменяются от -1023 до-1067 м. В пределах западного купола поверхность зоны окисленной нефти имеет отметки от -1031,3 до -1067,5 м, на Троицком от - 1041 до -1056 м. По большинству скважин, вскрывших зону окисленной нефти, отметки ее поверхности имеют среднее значение -1040 м. Мощность зоны окислой нефти изменяется от 12 до 84 м. Средняя ее мощность 35, 1 м. Зона окисленной нефти не является продуктивной и надежно изолирует водоносную часть разреза от нефтеносной. Абсолютные отметки поверхности водонасышенных пород изменяются от -1049 до -1117 м. Среднее значение отметки поверхности водоносных пород составляет -1086,3 м.
Нефть Старо-Казанковского месторождения парафинистая (2,8-6,3%), сернистая (1,7-3,09%) и маловязкая (2,08-4,11 мПа·с). Содержание легких фракций при разгонке от начала кипения до 3000 С колеблется от 27,5 до 43,5%. Плотность нефти - от 0,868 до 0,888 г/см3. Давление насыщения 7,4 МПа, газонасыщенность 61 м3/т, вязкость в пластовых условиях 4,4 мПа·с. Плотность в поверхностных условиях 0,874 г/см3.
Пластовая вода плотностью 1,17 г/см3 с общей минерализацией 380 г/л. По классификации Сулина вода относится к хлоркальциевому типу.
Разбуривание осуществлялось по треугольной сетке 170х170 м. Максимальный фонд действующих скважин (116) достигнут в 1973 г. Первоначально скважины вводились фонтанным способом с начальными дебитами до 150-200 т/сутки. Максимальный уровень добычи нефти (1957 г.) - 643,4 тыс. т или 4,2% от извлекаемых запасов нефти.
Газовый фактор в начале разработки составлял 50-70 м3/т, с 1960 г. начал резко увеличиваться и в 1965-67 гг. достиг 170-180 м3/т. Затем наблюдается некоторое снижение его до 120-130 м3/т. Начальное пластовое давление в процессе разработки быстро снижается.
В начальной стадии разработка месторождения осуществлялась на упругом режиме, затем на режиме растворенного газа и газовой шапки, в последнее время отмечался смешанный режим растворенного газа и гравитационный. В связи с тем, что башмак эксплуатационной колонны в большинстве скважин установлен в кровле рифового массива и ствол скважины в продуктивной части не перекрыт колонной, газ из газовой шапки был выпущен в первые же годы разработки.
С ноября 1955 г. для поддержания пластового давления начата пробная закачка воды в поднефтяную часть залежи и по май 1956 г. было закачано 24 тыс. м3 воды. В 1956 г. Закачка продолжалась. Давление нагнетания изменялось от 9 до 11 МПа. Заводнение не привело к повышению пластового давления и дебитов скважин. Пластовое давление неуклонно снижалось.
В конце 1957 г. нагнетание воды было начато в пределах нефтяной части западного купола.
В 1958-59 гг. произошло обводнение ряда скважин. В 1960 г. из-за отсутствия эффекта закачку в поднефтяную часть залежи прекратили и часть нагнетательных скважин перевели в эксплуатационные. В результате освоения бывших нагнетательных скважин была получена безводная нефть.
С сентября 1958 г. воду стали нагнетать в нефтяную часть Троицкого массива. Проект предусматривал нагнетание воды через скважины, расположенные вдоль короткой оси Троицкого массива. Заводнение привело к росту пластового давления и дебитов жидкости.
Вместе с тем шел процесс быстрого обводнения добываемой продукции. В скважины вода прорывалась по отдельным высокопроницаемым участкам. Эти негативные явления обусловили низкую эффективность закачки воды в поднефтяную и нефтяную части Троицкой залежи.
В связи с этим нагнетание воды в поднефтяную зону прекратили в 1960 г., а в нефтяную - в 1962 г. Было признано, что метод заводнения в рифах неэффективен.
Всего было закачано 2,56 млн. м3 воды.
Разработка месторождения в дальнейшем осуществляется в режиме истощения.
С 1978 г. на Троицком массиве производилась закачка конденсата и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Всего за период 1978-1982 гг. было закачано 756,0 тыс. т.
Источник: Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. К. С. Баймухаметов, П. Ф. Викторов, К. Х. Гайнуллин, А. Ш. Сыртланов. Уфа РИЦ АНК "Башнефть” 1997
Следующее Месторождение: Сибирское