Уроки разработки Туймазинского нефтяного месторождения

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

Продолжение табл. 1

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