USD ЦБ — 57,42 −0,10
EUR ЦБ — 61,86 −0,23
Brent — 50,97 +0,91%
суббота 25 марта 10:40

Техническая библиотека

Месторождения // Ашальчинское нефтяное месторождение

Ашальчинское нефтяное месторождение, расположенное в Альметьевском районе Татарстана, было открыто в 1960 г.
По количеству запасов Ашальчинское месторождение относится к классу мелких.
Первоначально ввод в промышленную разработку планировался на 1993 г, но, в действительности, разработка началась в 2006 г.
Разработка месторождения рассчитана на 27 лет.
Всего планируется извлечь 3,74 млн т нефти.
Максимальная добыча ожидается в 2015 г в объеме 300 тыс т.
Предполагается пробурить 118 добывающих скважин.
Для дальнейшей разработки необходимо решить вопросы, связанные с оснащением месторождения парогенераторами и снабжением газом в объеме 150 млн м3.
Преимуществом для разработки месторождении является pазвитая инфpаструктуpа, наличие достаточных энергетических мощностей, рабочей силы, путей сообщения.


Ашальчинское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу 7 продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки.
Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы девона (Н=1698 м), нижнего карбона (Н=1061,7-1064,4 м) и карбонатные породы девона (H=1068,6 м) и среднего карбона (H=769,1-795,6 м).
На Ашальчинском месторождении выявлено 23 залежей нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев объединяющихся единой стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся по В.Н. Дахнову к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещинно- поровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых.
Режим залежей упруго-водонапорный.
Воды представляют высоко­минерализованные рассолы (М=179-271 г/л) хлоркальциевого типа по В.А. Сулину.
Нефти девонских отложений относятся к типу сернистых, парафинистых, смолистых. Нефти каменно­угольных и турнейских отложений близки по составу и относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых.
На Ашальчинском месторождении выделено 5 основных эксплуатационных объектов, в т.ч. отложения верейского, башкирского, тульско-бобриковского, турнейского и кыновского возрастов.
Разбуривание каждого объекта планируется по самостоятельным треугольным сеткам с расстояниями между скважинами 400 м.
Разбуривание отдельных участков залежей в карбонатных коллекторах предлагается с применением горизонтальных скважин.
Cистема заводнения внутриконтурная линейная, очаговая, естественный режим в зависимости от размеров залежей.
Проектный коэффициент нефтеизвлечения 0,242 д.ед. КИН - Отношение извлекаемых запасов нефти (возможная и рентабельная добыча) к начальным и балансовым запасам.


Оператором Ашальчинского месторождения является Татнефть
На Ашальчинском месторождении на 2012 г пробурено 14 пар скважин и 1пароциклическая.

Суммарная ежесуточная добыча составляет около 200 т нефти
Ашальчинское месторождение является базой для отработки новых технологий и техники, основанных на тепловых методах добычи.

В 2006 г затраты составляли 49 тыс рублей/ т нефти, а в июне 2012 г - 11 тыс рублей/т.
В 2006 Татнефть пробурила на Ашальчинском месторождении с обычной буровой установки БУ-75 уникальную горизонтальную скважину с выходом на поверхность;
В 2007 г благодаря технологии парогравитационного дренажа добыча битумной нефти на Ашальчинском месторождении природных битумов превысила 1000 т;
В 2009 г на Ашальчинском месторождении приступила к работе уникальная буровая установка DREСO-2000 с наклонной мачтой.


Neftegaz.RU context