БАВЛИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

 

Бавлинское нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части Татарской АССР, юго-восточнее Ромашкинского месторождения. Открыто в 1946 г. Оно приурочено к асимметричному округлому пологому поднятию, вытянутому в северо-восточном направлении. Юго-восточное крыло более крутое, с углами падения от 1,0 до 1,5°, осложнено флексурой. На фоне поло­гой структуры имеются отдельные местные осложнения.

Промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях живетского яруса среднего девона (пласты Д₃, Д₄), в пашийском горизонте нижне-франского подъяруса (пласт Д₁) и в карбонатных отложениях верхне- фаменского подъяруса верхнего девона, а также в известняках турнейского яруса и в песчано-глинистых породах угленосного горизонта нижнего карбона. Основным промышленным объектом является пласт Д₁, сложенный песчано- алевролитовыми породами. Величина пористости пласта меняется от несколь­ких до 27%, в сводовой части она составляет 16-18%. Средняя пористость коллекторов пласта оценивается в 20,6%. Проницаемость пласта меняется от тысячных долей до 1,540 мкм². Средняя проницаемость коллекторов оценивается в 0,6 мкм². Большая часть залежи подстилается водой.

В турнейском ярусе залежь нефти приурочена к пористым известнякам. Угленосный горизонт представлен двумя песчаными пластами, отделенными друг от друга глинистыми породами. К ним приурочены самостоятельные залежи нефти, имеющие на некоторых участках гидравлическую связь.

Свойства нефтей в пластовых условиях определялись по пробам из пласта Д₁, турнейского яруса и угленосного горизонта. Нефть пласта Д₁ Бавлинского месторождения наиболее легкая среди всех нефтей пласта Д₁ Татарской АССР. Ее плотность в пластовых условиях колеблется от 0,774 до 0,784 г/см³, а в по­верхностных условиях - от 0,836 до 0,850 г/см³. Она обладает также наимень­шей вязкостью в пластовых условиях (1,8-2,5 мПа·с) и максимальным газосодер- жанием (52-65 м³/м³). Нефти турнейского яруса и угленосного горизонта резко отличаются от нефти пласта Д₁. Они более тяжелые (0,879 г/см³), вязкость их значительно выше, а газосодержание ниже, чем у нефти пласта Д₁. Ниже при­водятся осредненные результаты исследования пластовых нефтей.

 

Горизонт, ярус Р_пл t_пл Р_нас Г_ф Г_ф^* b ρ_н μ β_р β_t α

Угленосный 11,5 20 5,6 21 24 1,08 853 12,8 7,5 5,2 0,38

Турнейскпй 11,5 21 6,0 20,1 22,4 1,05 863 12,6 7,7 5,0 0,34

Пашийский 17,3 35 9,5 59,2 70,2 1,19 780 2,2 10,5 5,8 0,61

 

Растворенные в нефти газы жирные, с высоким содержанием азота. С уменьшением стратигра­фической глубины залегания про­центное содержание азота в газе увеличивается, а метана - умень­шается

 

Горизонт, ярус СН₄ С₂Н₆ С₃Н₈ С₄Н₁₀ С₅Н₁₂+ С0₂ N₂+ ρ_г

+ высшие + редкие

Угленосный 32,4 18,1 18,9 6,6 6,9 1,3 15,8 1,467

Турнейский 35,2 16,7 17,4 9,7 4,8 1,9 14,3 1,473

Девонский 36,9 20,2 19,1 10,1 5,0 0,5 8,2 1,423

 

В поверхностных условиях нефть пласта Д₁ смолистая, парафиновая., сернистая.

 

Плотность, кг/м3 848

Содержание, % вес.

парафинов 3,6

серы 1,2

смол сернокислотных 25,1

Коксуемость, % 4,0

Температура застывания, °С Ниже - 17

Температура начала кппення, °С 57,0

Фракционный состав, %

до 100° С 6,1

до 200° С 28,1

до 300° С 51,1

 

Бавлинское месторождение расположено в Бавлинском районе. Открыто в 1946 г. в пределах Туймазинского вала.

Бавлинское поднятие отчетливо выражено по всему разрезу осадочных пород. Поверхность кристаллического фундамента опущена на 400 м, а впадина заполнена отложениями бавлинской серии. Поднятие имеет северо-восточное простирание, крутое юго-восточное и более пологое северо-западное крылья. Размер поднятия 24 х 11 км при амплитуде 35 м. Углы падения крыльев по каменноугольным отложениям следу­ющие: крутого - 3° 35', пологого – 30-50'; по девонским отложениям углы падения уменьшаются. Структурный план каменноугольных отло­жений осложнен небольшими вторичными куполами.

Промышленное нефтенасыщение установлено в отложениях воробьевского горизонта (пласт Д₄), пашийского горизонта (пласт Д₁), верхне- фаменского подъяруса, турнейского яруса и бобриковского горизонта. Нефтепроявления были отмечены в отложениях старооскольского гори­зонта (пласт Д₃) и сакмарского яруса.

Залежь нефти пласта Д₄ старооскольского горизонта приурочена к наиболее приподнятой части структуры и имеет небольшие размеры. В разрезе старооскольского горизонта выделяются два-три прослоя кол­лекторов - Д_4а, _Д4б, Д_4в, причем нефтенасыщен только верхний пласт Д_4а, являющийся наиболее выдержанным из них и мощным. Водо-нефтяной контакт расположен на отметках минус 1532 - минус 1536 м. Высота залежи 10-11 м. Залежь обладает упруго-водонапорным режимом, разрабатывается с 1954 года.

Пласт Д₁ пашийского горизонта (рис. 14, 15) распространен повсе­местно и участками расслоен глинистыми породами на несколько пропластков. Коллекторами нефти являются песчаники толщиной от 15 до 20 м. Водо-нефтяной контакт колеблется в пределах минус 1485 - минус 1491,5 м и наклонен на юго-восток. Залежь относится к типу пластовых, сводовых, режим упруго-водонапорный, разрабатывается с 1950 г. с законтурным заводнением.

Залежь нефти верхнефаменского подъяруса изучена недостаточно. Она опробована в нескольких скважинах и только в одной получена нефть, а в остальных - вода. Дебит нефти после кислотной обработки равнялся 1-8 т/сутки, водо-нефтяной контакт условно проводится на отметке минус 1118 м; высота залежи 8-22 м.

К заволжским слоям (нижняя часть турнея) приурочены две залежи. Коллекторами являются карбонатные породы и их промышленная нефтеносность установлена только в отдельных скважинах. Из верхнего пласта был получен приток нефти дебитом 1-2 т/сут, а из нижнего - до 3 т/сутки, водо-нефтяной контакт условно проводится на отметке минус 1055 м.

Залежь нефти турнейского яруса (в верхней части) сливается с зале­жами соседних месторождений - Александровского и Новобавлинского.

Коллекторами являются пористо-кавернозные карбонатные породы верхней части турнейского яруса. Водо-нефтяной контакт располо­жен на отметках минус 984 - минус 990 м и наклонен на юг и юго-запад. Высота залежи 41 м.

Залежь нефти бобриковского горизонта по контурам почти совпадает с залежью турнейского яруса и также сливается с соответствующими залежами Александровского и Новобавлинского месторождений.

Коллекторами нефти являются песчано-алевролитовые породы, число прослоев которых колеблется от одного до четырех. Местами проницаемые породы замещаются непроницаемыми — плотными алевролитами и гли­нами.

Тип залежи структурно-литологический. Водо-нефтяной контакт расположен на отметках минус 962,5 - минус 984 м и наклонен на юго-запад.

Продуктивный горизонт, пласт	Толщина эффективная, м	Глубина залегания, м	Тип пород-коллекто-ров	Пластовое давление, МПа	Темпера- тура пласта, оС
Бобриковский	До 11,6		Песчаники	11,5	15,8
Турнейский	До 7,00		Известняки	11,5	18,0
Пашийский, Д1	До 20,0		Песчаники	17,3	35,0
Старооскольский, Д3	До 6,80	-	«	-	-
Воробьевский, Д4а	До 8,00		«	17,6	-

 

Давление насыщения, МПа	Газовый фактор, м3/т	Пористость, %	Проницаемость, мкм2	Дебит нефти, т/сут.	ВНК, м
48,5	-	8-19,1	0,012-1,04	До 5,0	- (962-984)
76,4	-	7-10,0	-	До 73,0	- (984-990)
93,0		20,6	0,6	До 150	- (1485-1491)
-	-	-	-	До 82,0	-
-		14,4-21	0,299-0,402	5-100	- (1532-1536)

 

 

 

Рисунок12 – Структурная карта Бавлинского месторождения

по подошве пласта Д1 пашийского горизонта девона

1 – внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур нефтеносности;

3 - скважины

 

 

Рисунок 15 - Геологический профиль Бавлинского месторождения

по линии 1—1

1 - карбонатные породы; 2 - аргиллиты; 3 - песчаники; 4 - нефть;

5 - водоносные горизонты.