Сабанчинское нефтяное месторождение

Расположенное в северной части Бавлинского района Сабанчинское нефтяное месторождение является одним из наиболее крупных на юго-востоке Республики Татарстан. В достаточной близости от него проходят границы таких значительных по размеру разрабатываемых месторождений, как Ро-машкинское (в 12 км к юго-востоку), Бавлинское (в 20 км южнее) и Туймазинское Республики Башкортостан (к юго-востоку). В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к довольно расчлененной долинами рек территории Бугульминско-Белебеевской возвышенности с абсолютными отметками рельефа от ПО до 353 м.

В геологическом строении Сабанчинского месторождения принимают участие докембрийские (кристаллический фундамент), додевонские (рифей-венд), девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения. Мощность осадочной толщи, сложенной как карбонатными, так и терригенными породами, достигает 2000 м.

В тектоническом отношении Сабанчинское месторождение по поверхности кристаллического фундамента приурочено к прикупольным частям восточного и частично, юго-восточного склонов ЮТС.

Структурные планы палеозойского осадочного чехла характеризуются различной степенью унаследованности от рельефа фундамента. Наибольшим совпадением отличаются отложения терригенного девона, карбонатной толщи франско-фаменского возраста, а также терригенных нижнекаменноугольных отложений.

Впервые Бугульминская площадь, ныне именуемая как Сабанчинская, была введена в разведку в 1942 г.

Сабанчинское нефтяное месторождение открыто в 1963 г. скважиной №27, пробуренной в своде бобриковского поднятия. При бурении поисковой скважины №40 в 1965 г. из пашийского горизонта был получен промышленный приток нефти. Промышленные скопления нефти были установлены в отложениях нижнего карбона. В 1975 г. была открыта залежь нефти в фаменском ярусе в результате изучения нефтеносности его карбонатных отложений в процессе углубления проектных скважин при разбуривании бобриковской залежи. К настоящему времени продуктивные отложения выявлены в различных частях разреза месторождения.

Так, нефтеносность терригенных отложений девона связана с отложениями пашийского горизонта; фаменского яруса - с карбонатными отложениями данково-лебедянского горизонта, а нижнекаменноугольных - с терригенными отложениями бобриковского горизонта. Всего открыто 19 залежей (из них семь по основному эксплуатационному объекту - бобриковскому горизонту, девять - по данково-лебедянскому и три - по пашийскому горизонту). Все залежи приурочены к положительным структурам III порядка, типы залежей нефти - пластово-сводового типа со структурно-литологическими и литологически экранированными модификациями. В целом месторождение является многозалежным и многопластовым.

Для продуктивных горизонтов осадочной толщи Сабанчинского месторождения характерно значительное разнообразие залегания по площади и разрезу, а также различие по литолого-петрографическому составу, коллекторским свойствам и насыщенности слагающих пород.

Отложения пашийского горизонта представлены песчаниками и алевролитами светло-серыми, в нефтенасыщенных прослоях - коричневыми, кварцевыми, мелко- и среднезернистыми, прослоями в различной степени глинистыми. Прослои, разделяющие песчаные пласты, сложены аргиллитами и алевролитами темно-серыми, плотными, слоистыми. Нефтенасыщенными являются пласты ДIа и ДIа.

Наиболее значительные залежи приурочены к Сабанчинскому и Биектаускому поднятиям в западной части месторождения. Общая мощность пашийского горизонта достигает 20 м, нефтенасыщенная 3,6 м, а водонасыщенная - 2,0 м. Коллекторские свойства отложений характеризуются следующими средними значениями: пористость равна 19,6 %, нефтенасыщенность - 0,864, проницаемость - 0,457 мкм2. Коэффициент расчлененности равен 1,4, песчанистости - 0,536. Средняя абсолютная отметка ВНК составляет минус 1494,0 м

Отложения данково-лебедянского горизонта представлены переслаивающимися известняками светло-серыми, микрозернистыми, реликтово-органогенными, часто сильно перекристаллизованными с доломитами буровато-серыми, разнозернистыми, известковистыми, слоистыми, часто кавернозными и трещиноватыми. В составе горизонта выделяются (снизу вверх) пласты-коллекторы Ддл-1, Ддп2, Ддл-3 и Ддл-4, из которых Ддл-3 является основным нефтеносным. Для него характерно несколько большее развитие органогенно-детритовых и сгустково-хемогенных известняков с более повышенными, по сравнению с другими пластами, коллекторскими свойствами.

Наиболее крупная (5,0x5,0 км) залежь этого пласта располагается на юге месторождения. Мощность горизонта достигает 50 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 3,3 м, а водонасыщенная - 6,4 м. Коллекторские свойства отложений характеризуются достаточно низкими средними значениями: пористость равна 6,7 %, нефтенасыщенность - 0,688, проницаемость - 0,046 мкм2. Коэффициент расчлененности равен 2,2, песчанистости - 0,688. Средняя абсолютная отметка ВНК составляет минус 1119,2 м.

Бобриковский горизонт сложен переслаиванием терригенных пород, которые залегают на глубине около 1220 м на карбонатах турнейского яруса. Коллекторами являются песчаники и алевролиты кварцевые, часто алевритистые, преимущественно мелко- и среднезернистые, слабосцементирован-ные и несцементированные, иногда глинистые. В соответствии с принятой в ОАО "Татнефть" промысловой индексацией, в бобриковском горизонте выделяются (снизу вверх) пласты C1bbl1, C1bbl2, C1bbl3 и C1bbII. Покрышкой залежей являются уплотненные карбонатные породы тульского возраста.

Наиболее крупная залежь бобриковского горизонта имеет размеры 20,0 х 9,5 км. Она связана с обширной, осложненной локальными поднятиями и прогибами, брахиантиклинальной складкой, вытянутой с северо-востока на юго-запад, и характеризуется наличием обширной водонефтяной зоны. Средняя мощность горизонта составляет 16 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина 5,5 м, а водонасыщенная — 4,0 м. Средняя абсолютная отметка ВНК составляет минус 965,5 м. Ввиду малой величины расчлененности и достаточно высокой литологической связанности отложения горизонта представляют собой единую гидродинамическую систему и, соответственно, являются единым объектом разработки.

На месторождении для дифференциации коллекторов приняты кондиционные значения по пористости, проницаемости и глинистости. На этом основании выделяются группы высокопроницаемых (Кп>17%,Кпр>0,700 мкм2, неглинистых - Кгл. < 2%), среднепроницаемых (Кп>17%, Кпр>0,170 мкм2, глинистых - Кгл.>2 %) и низкопроницаемых (Кп < 17%, Кпр < 0,170 мкм2, глинистых - Кгл.>2%) коллекторов. В целом коллекторские свойства отложений характеризуются, по сравнению с другими отложениями, наиболее высокими средними значениями: пористость равна 23,5%, нефтенасыщенность - 0,863, проницаемость-1,321 мкм2. Коэффициент расчлененности равен 1,2, песчанистости - 0,416.

По данным исследования физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях, нефти продуктивных отложений месторождения по промышленной классификации являются средними, смолистыми, парафинистыми, сернистыми. Как видно из приведенных таблиц, вверх по разрезу от пашийских к бобриковским отложениям прослеживается изменение в свойствах нефтей. Например, отмечается увеличение их вязкости и плотности, а также содержание серы и смол. В то же время уменьшается величина выхода светлых фракций

Запасы нефти промышленных категорий по Сабанчинскому месторождению пересчитывались неоднократно по мере установления нефтеносности отложений в разрезе осадочной толщи. Запасы нефти бобриковской залежи были подсчитаны в 2002 г., а запасы пашийского и данково-лебедянского горизонтов в 2005 г. Величина их представлена в табличном и графическом виде. По ним можно сделать вывод, что основная часть запасов месторождения (94,83% от общих) сосредоточена в отложениях бобриковского горизонта. Доля запасов в других горизонтах незначительна: в пашийском 3,93 %, в данково-лебедянском - 1,24 %.

Введенное в промышленную разработку в 1972 г. Сабанчинское месторождение находится в настоящее время на стадии падающей добычи. Максимальный уровень добычи нефти 1,6 млн.т был достигнут на месторождении в 1982 г. при обводненности 60% и удерживался в течение трех лет с дебитами нефти в пределах 16-20 т/сутки.

По состоянию на 01.01.2006 г. фактический пробуренный фонд по бобриковскому горизонту составил 597 сква­жин, 82,1% от общего пробуренного фонда на месторождении, из которых 337 добывающих, 171 - нагнетательная, 6 - прочих. Эксплуатационный фонд скважин составил 371, это на 20 единиц меньше, по сравнению с прошлым годом. Прибыло из консервации 2 скважины, выбыло 22 скважины: 2 в ППД, 1 в пьезометры и 19 в консервацию сим причинам - 5, выполнившие назначение - 6 скважин. В консервации находятся 29 скважин. Причинами консервации являются малодебитность, обводнение и снижение приемистости.

Геологический профиль по бобриковским отложениям Сабанчинского месторождения:
1,2 - коллекторы нефте-, водонасыщенные; 3 - ВНК; 4 - скважины нагнетательные, добывающие

С начала разработки и по настоящее время основной объем добычи по месторождению практически связан с эксплуатацией продуктивных отложений бобриковского горизонта, по которому отобрано 28695 тыс.т нефти (97,1% от общей добычи на месторождении) и 116762 тыс.т жидкости при среднегодовой обводненности 87,1% и накопленном водонефтяном факторе - 3,0. Текущий КИН составил 0,282.