Уроки разработки Туймазинского нефтяного месторождения

Страницы работы

Содержание работы

И.А.Исхаков, К.С.Баймухаметов, Г.Х.Габитов, Н.З.Гибадуллин,

Е.ВЛозин , Р.Ф.Якупов

(АНК Башнефть, ООО «ИК Башнипинефть», ООО НГДУ Туймазанефть)

Уроки разработки Туймазинского нефтяного месторождения

Туймазинское нефтяное месторождение приурочено к обширной брахиантиклинальной структуре на восточном склоне Южно-Татарского свода.

Промышленно нефтеносными на месторождении являются песчано-алевролитовые отложения девона (пласты В1 — пашийского, ВП - муллинского горизонтов, ВШ и В1У - ардатовского надгоризонта), и нижнего карбона (пласты бобриковского горизонта), а также карбонаты турнейского яруса и продуктивная толща среднефаменского подъяруса (Dфмс). Кроме того, выявлены незначительные скопления нефти в карбонатных отложениях алексинского горизонта нижнего карбона и заволжского надгоризонта верхнефаменского подъяруса. Основные запасы нефти (86.3% от НИЗ) сосредоточены в пластах горизонтов DI и DII.

Пласты DI и DIIсложены мелкозернистыми песчаниками, местами замещающимися крупнозернистыми алевролитами. Их геологическое строение, фациальные особенности развития, физико-химические свойства насыщающих их нефтей достаточно детально описаны в научной литературе /3,4 и др./.

Геолого-физическая характеристика основных продуктивных горизонтов представлена в таблице 1.

Таблица 1

Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов

Показатели

Горизонты

В1

ВП

1

2

3

Средняя глубина залегания, м

1600

1615

Тип залежей

пластово-сводовые

пластово-сводовые

Тип коллектора

терр. поров.

терр. поров.

Средняя нефтенасыщенная толщина, м

7.6

9.8

Пористость, доли ед.

0.21

0.22

Средняя нефтенасыщенность, доли ед.

0.89

0.9

Средняя проницаемость, мкм

0.520

0.404

Коэффициент расчлененности, доли ед.

1.9

1.5

Пластовая температура, °С

30

30

Начальное пластовое давление, МПа

16.92

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с

2.3

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3

0.799-0.804

Продолжение табл. 1

1

2

3

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 Абсолютная отметка ВНК, м

        0.847-0.856 –

                                          1485-1489

Содержание серы, %

1.5

Содержание парафина, %

4.8-5.2

Давление насыщения нефти газом, Мпа

8.4-9.6

Газосодержание нефти, м /т

62-64

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа-с Проектый коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.

                                     1..5

0.608

0.523

Туймазинское месторождение можно назвать флагманом отрасли, проложившим путь научно-обоснованной разработке нефтяных месторождений. Именно на этом месторождении были предложены и реализованы многие принципиально новые пути разработки крупных месторождений, ставших позднее христоматийными. Немало технологий было предложено и производственниками.

Представляется полезным вспомнить, как решались проблемы, связанные с разработкой Туймазинского месторождения. Можно выделить два основных этапа открытия и разработки объектов месторождения.

Первый этап охватывает период времени с 1937 по 1944 гг. На этом этапе, этапе разработки залежи в песчаниках угленосной свиты (бобриковский горизонт) и в карбонатных коллекторах турнейского яруса, образно говоря, не разрабатывались, а эксплуатировались, то есть никаких новых решений не было. Залежи эксплуатировались на естественном режиме, т.е. в начале - на упруго-водонапорном, а затем -на смешанном - упруго-водонапорном, переходящем в режим растворенного газа.

Слабая подвижность краевых вод предопределяла весь процесс разработки - пластовое давление снижалось, пропорционально снижался и дебит скважин и, следовательно суммарная их добыча.

С целью поддержания добычи во многих скважинах к угленосному горизонту подключался и турнейский объект. Однако, это не влияло на уровень добычи нефти. Так, к моменту открытия девонских залежей суточная добыча по нефтепромыслу не превышала 250 т/сут. Бурение новых скважин существенного увеличения добычи не давало.

Понятно, что перспективы развития нефтедобыча не имела. Образование на базе промысла треста Туймазанефть (1938 г.) существенных изменений в эту ситуацию не внесло. Такое "унылое" положение беспокоило руководство треста и Башнефтекомбината. Геологи ЦНИЛа Башнефтекомбината и треста Туймазанефть неоднократно предлагали бурение на девон. Дважды даже было начато бурение скважин, однако по различным причинам они не были доведены

Похожие материалы

Информация о работе