Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1967
Источник информации: РГФ-23
Метод открытия:
Площадь: 48.01 км²
Табынское нефтяное месторождение
Открыто в 1967 г. Введено в разработку в 1968 r. Месторождение состоит из четырех залежей: Табынской, Павловской, Бакракской и Северо-Табынской. Месторождение приурочено к Табынско-Бакракской зоне антиклинальных складок, осложняющей осевую часть Бельской депрессии. В пределах этой зоны протяженностью более 50 км по кровле среднего карбона выделяются антиклинальные складки, западные крылья которых нарушены региональным взбросом. Табынская структура по кровле турнейскоrо яруса представляет собой ассиметричную антиклинальную складку субмеридионального простирания с относительно пологим восточным крылом (угол падения слоев 180) и крутым западным (наклон 390) (рис. 1).
Рис.1. Структурная карта по кровле артинского яруса. Геологические профили
Кроме регионального взброса, установленного сейсморазведкой и бурением вдоль западного крыла Табынско-Николаевского вала, на Табынской антиклинали в 17 скважинах зафиксирована еще одна линия тектонического нарушения, разделяющая складку на два блока: северо-западный - опущенный, юго-восточный - приподнятый и надвинутый на первый.
Амплитуда надвига по кровле турнейского яруса изменяется с северо-запада на юго-запад от 50 до 250 м, сокращаясь в осевой части складки до 18 м. Сводовая часть юго-восточного блока Табынской складки по кровле турнейского яруса оконтурена изогипсой -1150 м, а северо-западного изогипсой -1250 м. Плоскость надвига имеет восточное, юго-восточное направление наклона под углом 27-35° с амплитудой смещения кровли московского яруса от 316 м на юго-западе до 213 м на северо-востоке. Структурный план кровли артинского яруса на Табынской структуре в общих чертах соответствует плану продуктивных горизонтов карбона и девона с небольшим смещением сводовых частей складок к востоку от артинского свода. Размеры Табынской антиклинали по кровле турнейского яруса в контуре нефтеносности (отметка ВНК -1410 м) составляют по длине 10 км при ширине 1,35-2 км и высоте-262 м (юго-восточный блок) и 185 м (северо-западный блок).
К северо-востоку от Табынской структуры кулисообразно к ней через узкую седловину (шириной менее 500 м) примыкает Северо-Табынская антиклиналь. Она имеет северо-восточное простирание и симметричное строение с углом наклона крыльев 10-110. Размеры ее в пределах контура нефтеносности составляют 4,7xl,8 км, высота 125 м.
Павловская и Бакракская залежи нефти в отложениях девона и карбона приурочены к таким же по своему строению структурным ловушкам как и Табынская, но они более погружены.
Если сводовая часть юго-восточного блока Табынской складки по кровле турнейского яруса имеет наивысшую абсолютную отметку -1138 м, то Павловская антиклиналь -1410 м, а Бакракская -1470 м. Соответственно погружаются в северном направлении и ВНК, которые имеют абсолютные отметки на Табынской залежи -1410 м, Павловской -1585 ми Бакракской -1580 м.
Промышленная нефтеносность Табынского месторождения связана с карбонатными коллекторами турнейского, фаменского, франского и живетского ярусов (Табынская, Павловская и Бакракская залежи) и терригенными отложениями артинского яруса (Северо-Табынская залежь). Все залежи массивного типа с этажом нефтеносности более - 100 м.
По литолого-фациальной характеристике продуктивная толща девона и карбона подразделяется на четыре пачки. Верхняя: по возрасту - турней-фаменская - сложена в различной степени глинистыми известняками с тонкими прослоями аргиллитов, мергелей и реже алевролитов в средней части разреза. Известняки слоистые, мелкокристаллические, плотные, тонкотрещиноватые с примазками нефти.
Вторая пачка выделяется в аскынском горизонте верхнефранского подъяруса и представлена известняками неравномерно доломитизированными, участками сульфатизированными, слабо глинистыми, тонкотрещиноватыми.
Третья продуктивная пачка охватывает мендымский, доманиковый и саргаевский горизонты франского яруса верхнего девона и представлена известняками трещиноватыми мелкозернистыми, реже орrаногенно-детритовыми, участками доломитизированными, тонкопористыми, прослоями сильно глинистыми, глинисто-битуминозными сланцеватыми. Нижняя продуктивная пачка выделяется в объеме живетского яруса и бийского горизонта эйфельского яруса среднего девона. Она сложена литологически однородными темно-серыми мелкокристаллическими, орrаноrенно-детритовыми известняками, прослоями слабодоломитизированными, участками пиритизированными, редко тонкоnористыми и трещиноватыми.
Коллекторские свойства продуктивной толщи в целом характеризуются преобладанием трещинной пустотности, которая по изучению больших шлифов изменяется от 0,04 до 0,4%.
Пористость по большинству образцов керна колеблется в диапазоне 0,4- l,6%, достигая максимума (7,5%) в единичных образцах, проницаемость изменяется от 0,0l до 0,8 мкм2.
По данным промыслово-rеофизических исследований неглинистые карбонатные породы характеризуются низкими значениями пористости (3-4%). При раздельном испытании продуктивных пачек полу,1ены значительные притоки нефти до 100 м3/сутки и более, что указывает на связь емкостных и фильтрационных свойств с пустотами вторичного происхождения (трещины, микрокарстовые nолости, поры доломитизации и стилолитовых швов).
Нефтенасыщенность обеих групп коллекторов не определялась и принята равной 90%. ВНК залежей были обоснованы по данным опробования скважин и приняты на отметках -1410 м (Табынская:), -1585 м (Павловская) и -1580 м (Бакракская), максимальная высота залежей составляет 262, 158 и 112 м соответственно. Плотность нефти составляет 0,913 г/см3, вязкость 20 мПа·с, содержание асфальтенов 9,7%, смол селикагелевых 18,7%, парафина 2,1% и серы - 2,32%.
Растворенный газ относится к жирным (43,1 м3/т). Содержание пентана+высшие 0,9%.
Гелий и сероводород в газе отсутствуют, но отмечается большое содержание азота -15,4 %.
Пластовые воды Табынского месторождения относятся к· хлоридно-кальциевому типу.
Плотность воды 1,17 г/см3, а общая минерализация 263 г/л.
Начальные запасы нефти составляли (тыс. т): балансовые -5238, извлекаемые -2144.
Суммарная добыча 1670 тыс. т. Годовая - 10 тыс. т. Обводненность 54%. Фонд действующих скважин составляет; добывающих 21, нагнетательных - 2 ед.
В 1970 r. составлена технологическая схема разработки с разбуриванием по треугольной сетке (расстояние между скважинами 700 м) на режиме истощения. Однако уже в первые годы отмечено резкое падение пластового давления и производительности скважин, поэтому было решено изучить эффективность закачки воды в пласт для поддержания пластового давления.
В 1971 г. составлена технологическая схема разработки с поддержанием пластового давления с использованием в качестве рабочего подрусловой пресной воды. Закачка воды предусматривалась в подошвенную водоносную область пласта. В целях реализации этой технологической схемы в 1974-75 гг. освоены под закачку воды две скважины. Ввиду низкой эффективности процесса заводнения дальнейшее внедрение системы заводнения было прекращено.
В 1978 г. составлена "Уточненная технологическая схема разработки", в которой были учтены изменения в оценке извлекаемых запасов месторождения и скорректированы проектные показатели разработки.
В 1985 г. составлен проект разработки Табынскоrо месторождения, который предусматривал доразработку всех залежей с бурением дополнительных 80 скважин, в том числе 63 добывающих и 17 нагнетательных. Начальное пластовое давление Табынской залежи составляло 17 ,2 МПа, разбуривание по сетке эксплуатационных скважин плотностью 69 га/скв. закончено в 1974 r. Залежь разрабатывается 20 добывающими скважинами глубиннонасосным способом. Почти с самого начала разработки скважины начинали обводняться пластовой подошвенной водой, содержание которой увеличивалось и достигло 64%.
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: Дубовское (Ростов)