Бавлинское нефтяное месторождение

История открытия Бавлинского месторождения самым непосредственным образом связана с планомерным и многолетним проведением большого объема геологоразведочных работ по изучению геологического строения и нефтеносности крайнего юго-востока республики и прилегающих территорий Западной Башкирии, начатых в 30-е годы прошлого столетия с целью выявления в его пределах перспективных для поисков на нефть и газ структурных поднятий. Для данного региона, в частности, большое значение имело решение совещания главного геолога Наркомнефти СССР М.Ф.Мирчинка, где 25 декабря 1942 г. был утвержден план разведочных работ по Башнефтекомбинату. Целью их являлось установление особенностей стратиграфического разреза, определения промышленного значения выявленных по разрезу продуктивных горизонтов и уточнения тектонических элементов структуры как по верхним, так и нижним горизонтам.

В сентябре 1943 г. начато бурение скважины №1 с проектной глубиной 2150 м вскрытия докембрийских отложений. В этой скважине к концу 1944 г. были вскрыты терригенные отложения угленосного горизонта и известняки верхнетурнейского подъяруса, при одновременном опробовании которых в декабре 1944 г. был получен приток нефти дебитом 5-8 т/сут с обводненностью 17%. Тем самым было установлено наличие нефтяных залежей в этих отложениях и подтверждено наличие Бавлинского нефтяного месторождения. При дальнейшем разбуривании в разрезе горизонта ДI был вскрыт нефтенасыщенный пласт в интервале 1777,0-1796,5 м, в процессе опробования которого 16 сентября 1946 г. был получен мощныйi фонтан нефти с дебитом более 300 т/сут. Таким образом, было открыто одно из крупнейших на юго-востоке республики месторождений в терригенных отложениях пашийского горизонта ДI, эксплуатация которого начата этой скважиной уже в апреле 1947 г.

В процессе интенсивного разбуривапния Бавлинской структуры более чем 20 разведочными и эксплуатационными скважинами по системе поперечных профилей на расстоянии 2-5 км к началу 1950 г. по многим из них были получены значительные фонтаны нефти, а по скважинам, давшим воду, появилась возможность установить положение внешнего контура месторождения. В результате этого залежь нефти горизонта ДI Бавлинского месторождения была оконтурена с юго-запада, юга и юго-востока. Первый проект разработки был составлен институтом «Гипровостокнефть» в 1949 г. под руководством К.Б.Аширова и А.И. Губанова, и это позволило перейти к целенаправленному бурению скважин (все последующие проекты составлялись в ТатНИИ-ТатНИПИнефти).

Одновременно продолжалось бурение разведочных и оценочных скважин для дальнейшего изучения геологического строения месторождения. В результате этого происходило расширение площади нефтеносности девонских отложений и открытие новых участков. Так, в 1954 г. к северу от основной залежи была установлена нефтеносность горизонта ДI Ново-Бавлинской площади, в 1962 г. Крым-Сарайского участка, а в 1963 г. - расположенного на западе Жмакинского участка. Нефтеносность горизонта ДIII Ново-Бавлинской площади была установлена в 1955 г. В процессе разведочного бурения на отложения карбонатного девона и нижнего карбона, начатого в середине 50-х г.г. прошлого столетия, была установлена промышленная нефтеносность и уточнено строение турнейского яруса и бобриковского горизонта нижнего карбона и фаменского яруса верхнего девона в пределах основной залежи и Ново-Бавлинской площади, а также Крым-Сарайского, Акбашского, Коробковского и Жмакинского участков.

Как показали проведенные исследования, осадочная толща палеозоя, слагающая разрез месторождения, достигает мощности до 2000 м и залегает на гранито-гнейсовых породах кристаллического фундамента и терригенно-карбонатных образованиях рифея-венда (бавлинская толща). На территории месторождения она представлена отложениями среднего и верхнего отделов девонской, всех отделов каменноугольной, пермской, третичной и четвертичной систем, сложенных как карбонатными, так и терригенными породами.

В целом общая тектоническая обстановка района определяется наличием глубинных разломов - Бавлинского, Северо-и Южно-Бавлинского, протягивающихся в субширотном направлении. Они, наряду с серией линейных субмеридиональных и субширотных дизъюнктивных нарушений, послужили причиной образования блоков фундамента и шовных участков, где локализовалась кора выветривания. В тектоническом отношении Бавлинское месторождение приурочено к Бавлинско-Туймазинскому валу, который вместе с другими ступенчато погружающими валами осложняет юго-восточный склон ЮТС. В целом это сравнительно пологая складка шириной 20-30 км и длиной около 100 км с более крутым юго-восточным и очень пологим северо-западным крыльями. В пределах вала выделяется ряд достаточно крупных локальных поднятий: Туймазинское, Александровское и Ново-Бавлинское, которые от свода Бавлинской структуры удалены в северо-восточном направлении от 8 до 26 км.

На территории месторождения выделяется пять структур­но-морфологически обособленных участков: собственно Бавлинский, Жмакинский, северо-восточный, Ново-Бавлинский и Крым-Сарайский. Бавлинская структура является наиболее крупной, поверхность ее в основном в центральной части осложнена отдельными куполами амплитудой до 10 м.

Структура характеризуется асимметричностью крыльев, которая выражается наличием крутого (до 7°) юго-восточного крыла и пологого (не более 1°) северо-западного

Структурная карта по подошве репера "верхний известняк" (составил Р.Б. Хисамов):
1 - внешний контур нефтеносности; 2 - изогипсы подошвы репера; 3 - скважины

В процессе разведки и разработки Бавлинского месторождения в разрезе осадочной толщи по целому ряду горизонтов терригенного и карбонатного девона и карбона были установлены нефтепроявления различной интенсивности. Наиболее значительны они по терригенным отложениям живетского яруса среднего девона - горизонты ДIII и ДIV, пашийского горизонта нижнефранского подъяруса верхнего девона (в промысловой практике - горизонт ДI), бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона, а также по карбонатным коллекторам турнейского яруса. Менее значительны нефтепроявления в карбонатных коллекторах данково-лебедянского и заволжского горизонтов верхнефаменского подъяруса верхнего девона и алексинского горизонта визейского яруса нижнего карбона. Наибольшей площадью нефтеносности характеризуются залежи верхнетурнейского подъяруса и бобриковского горизонта нижнего карбона.

Для продуктивных горизонтов месторождения характерно исключительное разнообразие литолого-петрографического состава, коллекторских свойств, характера насыщенности, толщин и особенностей залегания по площади и разрезу. Особенности основных эксплуатационных объектов, сложенных как терригенными, так и карбонатными кол­лекторами, кратко могут быть охарактеризованы следующим образом.

В отложениях пашийского горизонта выделено шесть залежей нефти, в целом оконтуренных изогипсой минус 1490 м и отличающихся по своим размерам и амплитуде. Так, наиболее крупная из них собственно Бавлинская пластово-сводовая залежь имеет размеры 10х 15 км и высоту около 25 м. Средняя абсолютная отметка ВНК залежи равна минус 1488,3 м. Средняя нефтенасыщенная толщина - 8,9 м. Они характеризуются достаточной степенью неоднородности (коэффициент расчлененности составляет 2,4, коэффициент песчанистости - 0,837) и в среднем высокими значениями коллекторских свойств (пористость - 20,4%, проницаемость -0,473 мкм2, нефтенасыщенность - 0,85).

Геологический разрез отложений горизонта Д| основной залежи (составил Р.Б. Хисамов): 1,2- песчаник нефте-, водонасыщенный; 3 - репер "верхний известняк"; 4 - начальное положение ВНК

В турнейском ярусе нефтеносны отложения кизеловского и черепетского (на отдельных повышенных частях структур) горизонтов, представленные карбонатными коллекторами, приурочены к залежи, которая на месторождении наиболее значительна по размеру (площадь ее превышает 350 км2). Основным продуктивным горизонтом яруса является кизеловский, имеющий среднюю эффективную нефтенасыщенную толщину 7 м. Средняя абсолютная отметка ВНК составляет минус 987,0 м. Средняя пористость коллекторов равна 11%, нефтенасыщенность - 0,634, проницаемость - 0,002 мкм2, коэффициент песчанистости - 0,49.

Карта совмещенных контуров нефтеносности продуктивных отложений Бавлинского месторождения
1, 2, 3, 4, 5, б - внешние контуры нефтеносности горизонтов соответственно DIV, DIII, DI, кизеловского, бобриковского и алексинского; 7 - зона отсутствия коллектора; 8 - граница между Бавлинским и Туймазинским мест-ниями

К терригенным отложениям бобриковского горизонта приурочена крупная многопластовая залежь пластово-сводового типа (участками литологически осложненная), занимающая площадь всего месторождения и представляющая собой единую гидродинамическую систему. Для терригенных отложений бобриковского горизонта, представленных различным сочетанием песчано-алевролитовых пластов, характерна резкая фациальная их изменчивость по площади залегания и по разрезу. Общая толщина горизонта составляет 17 м, изменяясь от 10 до 21,2 м. Среднее значение нефтенасыщенной толщины равно 3,5 м. Средняя абсолютная отметка ВНК равна минус 967,5 м. Для отложений характерны достаточно высокие значения коллекторских свойств: пористость равна 21,2 %, проницаемость - 0,858 мкм2, нефтенасыщенность - 0,844. Параметры неоднородности характеризуются следующими значениями: коэффициент песчанистости равен 0,27, а расчлененности - 1,6.

Залежи горизонтов ДIII и ДIV живетского яруса в основном небольшие, отличающиеся как по размерам, так и по амплитуде, и могут быть отнесены к типу пластово-сводовых литологически экранированных. Для них характерно наличие обширных зон замещения. В отложениях горизонта ДIV в пределах Бавлинской площади выявлены четыре небольшие залежи, средняя абсолютная отметка ВНК по которым составляет минус 1533,6 м. Средняя нефтенасыщенная толщина отложений составляет 4,3 м. Среднее значение пористости равно 23,1%, проницаемости - 0,600 мкм2, нефтенасыщенности - 0,796. Залежи горизонта ДIII вскрыты как на основной залежи, так и на Ново-Бавлинской площади и различаются по площади нефтеносности. Средняя абсолютная отметка ВНК равна минус 1532,9 м. Средняя нефтенасыщенная Толщина отложений горизонта равна 2,5 м, пористость -17,2%, проницаемость - 0,244 мкм2, нефтенасыщенность - 0,737.

Нефтеносность отложений алексинского горизонта нижнего карбона связана в основном с небольшими залежами планового типа, выявленными в центральной части месторождения. Средняя абсолютная отметка ВНК составляет минус 931,0 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина 2,9 м. Коллекторские свойства отложений характеризуют в целом невысокими значениями: пористость равна 18%, проницаемость - 0,04 мкм2, нефтенасыщенность - 0,71. Коэффициент песчанистости составляет 0,17, расчлененности - 1,2.

В последние десятилетия в пределах небольших залежей, расположенных в различных частях месторождения, по отдельным скважинам получены положительные результаты опробования в интервалах отложений данково-лебедянского и заволжского горизонтов фаменского яруса. Средние абсолютные отметки по этим отложениям составляют соответственно минус 1120м и 1083 м. Коллекторские свойства этих отложений характеризуются невысокими значениями: пористость соответственно 7,4 и 9,2%, проницаемость - 0,004 и 0,006 мкм2, нефтенасыщенность - 0,745 и 0,661.

Свойства флюидов достаточно существенно различаются в зависимости от местоположения продуктивных отложений в разрезе. Так, сверху вниз по разрезу увеличиваются значения давлений насыщения и газосодержания, а вверх по разрезу увеличиваются значения вязкости и плотности нефти. Также по разрезу отмечается последовательное изменение состава нефтей: содержание серы снижается сверху вниз по разрезу, а содержание смол и парафина - увеличивается. Такая же тенденция прослеживается в отношении выхода фракций. В целом можно отметить изменение физико-химической характеристики нефтей при переходе от отложений нижнего карбона к отложениям терригенного девона. Сравнительная характеристика компонентного состава нефтяных газов также указывает на наличие определенных тенденций в их изменении вверх по разрезу. Так, в газах бобриковского горизонта больше сероводорода, углекислого газа и азота и несколько меньше метана, этана и пропана, чем в газах пашийского горизонта. В то же время газы пашийского горизонта характеризуются более высоким, по сравнению с бобриковскими, содержанием высших углеводородов.

За многолетнюю историю разведки и разработки Бавлинского месторождения запасы нефти оценивались неоднократно по мере изучения и накопления информации о нефтеносности осадочной толщи, литолого-петрографической характеристики коллекторов продуктивных горизонтов и уточнения особенностей их геологического строения по площади и по разрезу. Это приводило к изменению величины запасов во времени как вследствие уточнения параметров подсчета, так и увеличения площади нефтеносности (особенно характерным, например, для бобриковских отложений). В значительной степени это было связано с постоянным совершенствованием методов ведения геологоразведочных работ. Наибольшее количество начальных извлекаемых запасов было сосредоточено в терригенных отложениях месторождения (85,9%) и лишь 14,1% в карбонатах. Анализ показывает, что по содержанию в отдельных горизонтах выделяются пашийский (48,3%), бобриковский (35,0%) и кизеловский (11,8%) горизонты, а при сопоставлении отдельных участков – основная залежь (46,8%).

Распределение начальных извлекаемых запасов категории А+Б+С1+С2 по продуктивным отложениям Бавлинского нефтяного месторождения

Схема развитая системы заводнения горизонта ДI
Скважины: 1 - добывающие; 2 - нагнетательные законтурного, приконтурного заводнения; 3 - нагнетательные, введенные до 1980 г. (1960-1980 гг.); 4 - нагнетательные, введенные в 1980-1993 гг.; 5 - перевод скважин из добывающих под закачку; б - внешний контур нефтеносности