CC BY
63
В.Г. Базаревская1, Л.А. Галлямова1, А.Р. Ханнанова2, З.М. Гиниятуллина3
1 ТатНИПИнефтъ, Бугульма, [email protected] 2 Татарское геологоразведочное управление, [email protected] 3 НГДУ «Бавлынефтъ», Бавлы, [email protected]
ОСНОВНЫЕ ИСТОЧНИКИ ПРИРОСТА ЗАПАСОВ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НГДУ «БАВЛЫШЕФТЬ»
НА СОВРЕМЕННОМ ЭТАПЕ
Юго-восточная часть республики Татарстан является старейшим нефтедобывающим районом. НГДУ «Бавлы-нефть» создано в связи с открытием в 1946 г. крупного Бавлинского месторождения нефти и явилось одним из первых нефтегазодобывающих управлений, созданных в Республике Татарстан.
По состоянию на 01.01.2006 г. на балансе НГДУ «Бав-лынефть» находятся 11 месторождений. К настоящему времени НГДУ разрабатывает 7 месторождений: Бавлин-ское, Сабанчинское, Тат-Кандызское, Матросовское, Бу-хараевское, Кзыл-Ярское, Лунное, а также Южную площадь Ромашкинского месторождения. К категории разведываемых относятся 4 месторождения: Западно-Галицкое, Западно-Урустамакское, Купавное и Лазурное, открытые за период 2003-2005 гг. (Рис. 1). В тектоническом отношении месторождения, расположенные на территории деятельности НГДУ «Бавлынефть», приурочены к юго-восточному склону Южно-Татарского Свода.
Промышленная нефтеносность установлена в терриген-ных (воробьевский, старооскольский, муллинский, паший-ский горизонты) и карбонатных (елецкий, данково-лебедян-ский, заволжский горизонты) девонских отложениях; в карбонатных (турнейский ярус, алексинский горизонт) и тер-ригенных (бобриковский горизонт) нижнекаменноугольных отложениях. К коллекторам нефти в терригенной девонской и каменноугольной толще относятся песчаники и песчанистые алевролиты, которые залегают среди непроницаемых аргиллитов. Пористость нефтенасыщенных песчаников в терригенных коллекторах доходит до 24%, нефтенасы-щенность - до 90%. В карбонатных отложениях коллекторы нефти представлены пористыми и трещиноватыми известняками. Пористость в карбонатных коллекторах не превышает 13% , а нефтенасыщенность - 75%.
Основная доля начальных извлекаемых запасов нефти категории А+В+С1 сосредоточена в терригенных коллекторах - 90,1%, в том числе, в терригенных девонских отложениях - 46,1%, в терригенных каменноугольных отложениях - 44% (Рис. 2).
Накопленная добыча по состоянию на 1.01.2006 г. по терригенным коллекторам составила 97,3% от всей добычи по НГДУ. Выработка начальных запасов нефти категории А+В+С1 в целом по НГДУ «Бавлынефть» составила 72,9 %. Наиболее выработаны запасы нефти категории А+В+С1 на Южной площади Ромашкинского месторождения (74 %), на Бавлинском и Сабанчинском месторождениях (75 и 71% соответственно). Запасы нефти категории С2 распределены следующим образом: в терригенных коллекторах содержится 32,7 %, в карбонатных коллекторах - 67,3%. Нефти по месторождениям НГДУ по своим физико-химическим свойствам относятся к категории сернистых и высокосернистых. Доля маловязких нефтей относительно всех начальных
запасов нефти составляет 44%, относительно остаточных запасов - 20%. Запасы маловязких нефтей выработаны на 53%. По состоянию на 1.01.2006 в недрах земли НГДУ «Бавлынефть» большая часть остаточных запасов нефти категории А+В+С1 приходится на трудноизвлекаемые высоковязкие и высокосернистые нефти.
Для стабильного развития нефтяной промышленности необходимы мероприятия по восполнению запасов углеводородного сырья, которые включают в себя прирост запасов за счет проведенных геологоразведочных работ, за счет пересмотра ранее подсчитанных запасов по месторождениям в результате эксплуатационного бурения, а также за счет увеличения КИН.
За последние 10 лет (1996-2005 гг.) на месторождениях НГДУ «Бавлынефть» подготовлено с учетом списания 23,119 млн.т извлекаемых запасов нефти промышленных категорий (А+В+С1), категории С2 - 3,844 млн.т.
Следует отметить, что 44% общего прироста запасов нефти категории А+В+С1 приходится на старейшее Бав-линское месторождение, на котором большая часть прироста (61%) получена из отложений турнейского яруса. Все это позволяет однозначно утверждать, что перспективы нефтеносности крупного Бавлинского месторождения еще далеко не исчерпаны и на современном этапе связаны с карбонатными коллекторами нижнекаменноугольного комплекса. На Сабанчинском месторождении весь прирост, полученный за анализируемый период, приходится на бобриковский горизонт и составляет 42% от общего прироста по месторождениям НГДУ. На Матросов-ском и Тат-Кандызском месторождениях, в основном, приращивались запасы в терригенных девонских (пашийский и воробьевский горизонты) отложениях. Таким образом, на разрабатываемых месторождениях подготовка новых запасов за последние годы происходила как по карбонатным, так и по терригенным коллекторам.
Примечательно, что в целом за период 1996-2005 гг. по НГДУ «Бавлынефть» прирост запасов нефти промышленных категорий получен с восполнением добычи за этот же период (Рис. 3).
Основная доля прироста запасов нефти категории А+В+С1 приходится на терригенные отложения нижнекаменноугольного комплекса (56,3 %). На терригенные отложения девонского комплекса приходится 10,9 %. Таким образом, 67,2 % от общего прироста приходится на все терригенные коллектора (Рис. 4). При этом основной прирост получен по нижнекаменноугольным отложениям (83,3 %) -по бобриковскому горизонту и турнейскому ярусу (Рис. 5).
Из всего прироста запасов нефти, полученного за период 1996-2005, за счет поисково-разведочного бурения приращено 25,5% запасов промышленных категорий, за счет эксплуатационного бурения и пересчета запасов - 74,5% (Рис. 6).
I-|— научно-технический журнал
I еоресурсы з ш) 2006
\ \
Ромашкинсное
Лунное I
Ютазинскнй Сабанчинскос
Туймазинсю 1 /' V . ■
Лушюе(КрасиогАард ейское п&
Лунное(Дулаювское шдьЦ' шадовское подн.)
\
Бавлы
^Волжское |б. Обл.)
Рис. 1. Обзорная карта деятельности НГДУ «Бавлы-нефть». 1 - Та
лицензионным границы! месторождений ОАО «ТН»;
Купавное Jpci
(Оренб. обл.)
Eyxapai Матросовское(0 «А
□ 1
□ 3 /V4 ЛУ 5
2 - лицензионным границыi месторождений СП и ННК; 3 - границы! лицензионные разведочные зон; 4 -административ-. ныге границыi районов РТ; 5 -администра-^еподн.) тивная гра-
1расвсгос(Сафинскос подн.) |раевское(Чуганское подн.)
аное подн.) Ьрасвскос(Уткинскос подн.)
8фаевское(Чушгское подн.) гское подн.)
юсовское(Медовое подн.)
По мере увеличения объема информации при разбу- О
ривании залежей эксплуатационньщиаРТажинами уточнялись коллекторские характеристики продуктивных отложений и коэффициенты извлечения по ним. При пересчете изменения в запасах связаны с уточнением основных параметров подсчета и, в основном, с увеличением площади нефтеносности эффективных нефтенасыщенных толщин.
24000т-21000
18000
ТЫС.ТОНН
-3000
ГОДЫ
Рис. 3. Динамика прироста и годовой добыти.
За период 1996-2005 гг. из бурения выведены 37 структур, подготовленных сейсморазведкой МОГТ и структурным бурением, из них 21 - с положительными результатами на нефть. Средний коэффициент подтверждаемости структур по нефти (Кпн) по юго-восточному склону ЮТС (НГДУ «Бавлынефть») за 10 лет составил 0,57. По состоянию на 1.01.2006 в фонде структур категории С3 числится 18 структур с извлекаемыми ресурсами более 5 млн.т.
За анализируемый период прирост запасов за счет ГРР по месторождениям НГДУ получен как по терригенным, так и по карбонатным коллекторам (Рис. 7).
Постепенная выработка запасов разрабатываемых месторождений и ухудшение структуры запасов делает актуальным поиск новых нефтегазоносных объектов.
За период2000-2005 гг. на территории деятельности НГДУ за счет проведенных геологоразведочных работ открыто 8 новых месторождений: в 2000 г. - Кзыл-Ярское, Лунное, Бу-
Рис. 2. Распределение начальные извлекаемые запасов нефти категории А+В+С1 на 01.01.2006. 1 - карбонатным коллектора; 2 -1 □ 2 терригенные коллектора.
хараевское, в 2002 г. - Медовое (на территории Оренбургской области), в 2003 г. - Западно-Галицкое, Купавное, Лазурное, в 2004г. - Западно-Урустамакское. Общий прирост извлекаемых запасов нефти категории С1 по вновь открытым месторождениям составил около 1 млн.т, категории С2 - более 1 млн.т. Небольшие залежи нефти открыты практически
Рис. 4. Распределение общего прироста запасов нефти категории А+В+С1 за 1996-2005гг. Обозн. см. рис. 2.
]1 П2
Рис. 5. Распределение общего прироста запасов нефти категории А+В+С1 за 1996-2005гг. □ 1 ■ 2 1 - карбон; 2 - девон.
по всему геологическому разрезу - в бобриковском, кизе-ловском, данково-лебедянском, елецком, заволжском, паший-ском, муллинском и воробьевском горизонтах.
Рис. 6. Распределение прироста запасов нефти категории А+В+С1 за период 1996-2005 гг. 1 - за счет переоценки; 2 - за счет ГРР.
■ 112
Рис. 7. Распределение прироста запасов нефти категории А+В+С1 за счет ГРР за 19962005гг. Обозн. см. рис. 2.
] !□ 2
Следует отметить, что выявленные, в результате проведенных ГРР, залежи нефти с хорошими коллекторскими свойствами. Так, впервые на юго-восточном склоне ЮТС выявлена залежь нефти в муллинских отложениях Запад-но-Урустамакского месторождения (Рис. 8), приуроченная к пласту-коллектору Д2, при опробовании которого в скважинах получены дебиты нефти 10,8-129,6 т/сут. Продуктивный пласт представлен песчаным прослоем эффективной нефтенасыщенной толщиной до 2 м, пористость составила 19%, нефтенасыщенность - 82%.
На Западно-Галицком (Рис. 9), Бухараевском и Лунном Рис. 8. Западно- I \\ \
Урустамакское ме- __ \i W 111 Х^ \ l/i \ \ \ сторождение. За-лежы нефти в мул-линском горизонте. 1 - номер поисково-разведочные скважин; абс. отметки продуктивного пласта, м; эффективная нефте-насыщенная толщина, м; дебит нефти, т/сут.
4 - скважины , ликвидированны е по геологическим причинам.
5 - внешний контур нефтеносности залежи по категории С.
6 - внутренний контур нефтеносности залежи по категории С.. 8 - контур нефтеносности залежи на 1.01.2005г. 9 - контур нефт. залежи на 1.01.2006г. 10 - зона отсутствия коллектора. 11 - лицензионным границыi месторождений. 12 - поисковым скважиныг, давшие нефты. 15 - разведочным скважиныг.
wmv -АУ"> /V" Ь>2 в"
^научно-технический журнал
з (20) 2006 I еоресурсы ШНЯ
Юорогие коллеги, друзья !
Коллектив Ордена Трудового Красного знамени Института геологии и разработки горючих ископаемых (ИГиРГИ) сердечно поздравляет Вас со славным юбилеем!
Именно на бавлинской земле началась промышленная добыча девонской нефти. Выросшее за короткий срок в крупное нефтедобывающее предприятие НГДУ «Бавлынефть» и сейчас вносит весомый вклад в общие объёмы добычи ОАО «Татнефть» и Республики Татарстан. Несмотря на высокую степень изученности недр, Вами обеспечивается расширенное воспроизводство запасов и открываются новые месторождения.
Бавлинские нефтяники, демонстрируя новаторский подход к делу, стали первыми в решении целого ряда сложных технологических задач, связанных с разработкой. Вошёл в историю и стал известен всей стране и за рубежом уникальный промышленный эксперимент по изучению влияния плотности сетки скважин на нефтеиз-влечение, проводимый в течение трёх десятилетий на Бавлинском месторождении.
Желаем Вам, дорогие друзья, новых трудовых свершений, творческих удач, геологических открытий! Крепкого здоровья Вам и Вашим близким!
Генеральный директор ФГУП ИГиРГИ, профессор Е.Б. Грунис
Зам. генерального директора ФГУП ИГиРГИ, профессор В.А. Трофимов
месторождениях при опробовании скважин из данково-ле-бедянских отложений получены притоки нефти дебитами 2,5-10,8 м3/сут. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,3 м до 10 м. Продуктивный пласт представлен тонкокристаллическими известняками, пористость которых составляет 6,5 - 9%, нефтенасыщенность - 60,7 - 77%. Залежи нефти приурочены к карбонатным отложениям пластов Ддл-3,Ддл-2. На Бухараевском месторождении залежь нефти выявлена также в заволжском горизонте. При Рис. 9. Западно-Га-лицкое месторождение. Залежи нефти в отложениях данко-во-лебедянского горизонта..7- внешний контур нефтеносности залежи по категории С . 13 - поисковые скважины, давшие воду. 14 -внутренний контур нефтеносности залежи по категории С2. Ост. обозн. - см. рис. 8.
опробовании продуктивного пласта получена нефть дебитом 8,2 т/сут. Эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта достигает 8,6 м.
Залежи нефти на Лазурном (Рис. 10) и Купавном месторождениях приурочены к пласту-коллектору Дел-7 елецкого горизонта. При опробовании продуктивного пласта получены притоки нефти дебитом 6,3 - 9,9 м3/сут. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 7,2 м. Пористость карбонатного коллектора - 7 - 13%, неф-тенасыщенность - 60 - 75%. Залежи нефти в терри-генных нижнека-
Рис. 10. Лазурное месторождение. Залежь нефти в отложениях елецкого горизонта. Обозначения - см. рис. 8, 9.
менноугольных отложениях (бобриковский горизонт) выявлены на Лунном и Бухараевском месторождениях.
Залежи нефти в карбонатных нижнекаменноугольных отложениях (кизеловский горизонт) открыты на Бухараев-ском, Лунном и Западно-Галицком месторождениях.
Таким образом, несмотря на высокую разведанность и опоискованность юго-восточного склона ЮТС значительные перспективы на этой территории связаны с поисками залежей в девонском комплексе. На эксплуатируемых и вводимых в разработку месторождениях имеется ряд пропущенных при разведке залежей в сложнопостро-енных карбонатных и терригенных девонских коллекторах. Это является одной из предпосылок для проведения работ по доразведке месторождений с целью выявления новых залежей и запасов на эксплуатируемых месторождениях, а также для открытия новых мелких месторождений.
Основной задачей НГДУ ближайших лет является как дальнейшее изучение геологического строения, поиск залежей нефти на подготовленных объектах и на эксплуатируемых, разведываемых месторождениях, так и проведение мероприятий по повышению нефтеизвлечения, что, несомненно, является важным направлением воспроиз-
Бугульмино-Тумутукская разведочная зона
щ.4 ш «/V"
научно-технический журнал
ШЬ Георесурсы
