Оценка состояния Татышлинского нефтяного месторождения Республики Башкортостан

Аннотация

Нефтедобывающая промышленность продолжает оставаться системообразующей отраслью российской экономики, обеспечивая значительную долю поступлений в бюджеты разных уровней, рабочие места, развитие смежных производств и социальной сферы, прирост валового внутреннего продукта страны. В настоящее время состояние отрасли характеризуется достаточно стабильными показателями производства. Такое положение достигается за счет ввода в разработку новых месторождений и интенсификации освоения старых путем постоянного осуществления финансовых вложений. Количество разрабатываемых месторождений продолжает увеличиваться, главным образом, за счет мелких и средних. Анализ сырьевой базы отрасли показывает, что дальнейшее динамичное развитие производства вполне обеспечено необходимыми запасами, но качество их потребует совершенствования научных основ проектирования разработки месторождений и экономической оценки проектов для принятия обоснованных инвестиционных решений [2, с. 26].

Ключевые слова: нефть, перспективы, оценка

Данное месторождение является одним из крупных в Республике Башкортостан. Открыто в 1960 г. Введено в разработку в 1969 г Расположено в краевом части Башкирского свода. Приурочено к серии валообразных и куполовидных поднятий (до 15) небольшого размера, разделенных прогибами.

Нефтеносны песчаники ТТНК (до 7 пластов) кыновского. пашийского (Д1) и муллинского (ДН) горизонтов и известняки среднего карбона (башкирский ярус), нижнего карбона (серпуховский и турнейский ярусы), верхнего девона (фаменским ярус 3 интервала).

Башкирский ярус. Мощность нефтенасыщенной части пористых известняков составляет от 0 до 6,2 м. Пористость невысокая (12% в среднем), проницаемость их низкая (0.07 мкм в среднем). Выявлено 8 залежей различного размера, в основном некрупных. ВНК от −835 до −874 м. Залежи пластово-сводового типа с этажом нефтеносности ло 22 м. Начальное пластовое давление 10,9 МПа.

Фаменский ярус. Объект изучен довольно слабо, что связано со сложностью структурных и литологических особенностей его строения. Карбонатные отложения фамена плотные и только в отдельных случаях представлены поровыми и порово-кавернозными разностями. Выявленные залежи массивные, небольшие по запасам.

Терригенный девон представлен серией маломощных пластов песчаников ДИ. Д1 и кыновского горизонтов, которые часто замешены непроницаемыми аргиллитами и алевролитами. Для коллекторов этого объекта характерна низкая проницаемость (в среднем 0,244 мкм), вследствие чего их разработка весьма затруднена. Дебиты низкие (1-2 т/сутки), заводнение пластов практически реализовать не удается.

Всего установлено 12 структурно-литологических залежей. ВНК от 1824 до −1872 м. Начальное пластовое давление 20.8 МПа.

Начальные запасы составляли (тыс. т): в башкирском ярусе балансовые — 5016. извлекаемые — 1195; в ТТНК балансовые — 17281, извлекаемые — 6469; в турнейском ярусе балансовые — 1837.

Начальный гидродинамический режим пластов упругий, упруговодоиапорный с очень низкой активностью контурных вод.

Основными объектами разработки являются тульские, бобриковские и турнейские залежи, которые разбурены по равномерной треугольной сетке 500×500 и 400×400 м. Разработка осуществляется с заводнением пластов. Разбурен частично средний карбон. Одна турнейская залежь частично разбурена горизонтальными скважинами. Остальные объекты эксплуа­тируют единичными скважинами.

Действуют 251 добывающая скважина и 33 нагнетательных.

В 1995 г. добыто 294 тыс. т, с начала разработки — 4365 тыс. т. Максимальный уровень добычи — 388 тыс. т в 1990 г [1, с 424].

Список литературы

1. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана — Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. 424 с.
2. Исаченко В.М. Развитие нормативной базы для обоснования капитальных вложений в обустройство новых нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. — 2004. — № 9. — 0,29 п.л.