К оглавлению

Опыт работы геологической службы НПУ Туймазанефть

Т.М. 3ОЛОЕВ

На востоке нашей страны в послевоенные годы создан крупнейший нефтедобывающий район. Разведчиками, геологами и буровиками еще в 1944 г. в недрах Туймазинской структуры открыты залежи промышленной нефти в песчаниках верхнего и среднего девона. 26 сентября 1944 г. из разведочной скв. 100 был получен большой фонтан девонской нефти. В августе 1946 г. из разведочной скв. 1 на Бавлинской структуре получили не менее мощный фонтан из песчаников верхнего девона. В ходе дальнейших разведочных работ по оконтуриванию девонских залежей вокруг Туймазинской складки открыт ряд нефтеносных площадей и залежей (см. таблицу).

Эти залежи приурочены в основном к песчаным коллекторам девона. Часть залежей непосредственно связана с залежами Д_I основной Туймазинской структуры, а часть обособлена.

Разработка всех этих месторождений ведется с поддержанием пластового давления путем законтурного и внутриконтурного заводнений. Как известно, эта технология обеспечивает высокие темпы разработки залежей.

Правда, разведка и разработка девонских залежей затруднена вследствие непостоянства мощности и литологического состава песчаных пород-коллекторов.

В последнее время особое внимание уделяется вопросам изучения нефтегазоносности карбонатной части разреза карбона и девона Туймазинской группы нефтяных месторождений. Это объясняется тем, что в геологическом разрезе Туймазинского месторождения, где общая мощность осадочных пород равна примерно 1800 м, терригенные отложения составляют всего 15-20%; остальная часть разреза сложена карбонатными породами. За все предшествующие 20 с лишним лет изучали нефтегазоносности только терригенных пород карбона и девона, а карбонатные отложения исследованы очень мало.

Наряду с оперативными вопросами по доразбуриванию залежей девона и карбона Туймазинского месторождения, разведке огромного Шаранского региона, расположенного к северу от Туймазов, и мероприятиям по охране недр геологический отдел НПУ совместно с сотрудниками ЦНИЛ и геологического отдела цеха капитального ремонта скважин занимается изучением нефтеносности всего комплекса карбонатных отложений. Для промышленного испытания нефтеносности различных интервалов разреза используется значительный фонд ранее пробуренных скважин.

Установлено, что, помимо турнейских известняков, промышленная нефтеносность которых давно известна, местами промышленно нефтеносна и пачка известняков верхнефаменского возраста.

По электрокаротажным диаграммам в карбонатном разрезе Туймазов четко выделяются многочисленные пласты довольно большой мощности с хорошими коллекторскими свойствами, которые подлежат тщательному испытанию на приток нефти.

Одновременно с доразведкой месторождений заслуживает большого внимания совершенствование технологии разработки Туймазинского месторождения. Этим занимается технологический отдел НПУ совместно с геологическими отделами промыслов.

К основным вопросам, над которыми они работают, относятся установление рационального отбора жидкости и закачки воды по скважинам, участкам, пластам в целом и контроль за исполнением; анализ и перераспределение в случае необходимости темпов выработки запасов по участкам и пластам для регулирования скорости перемещения контуров нефтеносности; систематический контроль за изменением обводненности добываемой нефти по всему фонду скважин, по отдельным участкам и в целом по всем эксплуатационным пластам; интенсификация отбора жидкости и закачки воды; исследование скважин; выявление взаимосвязи между скважинами и между пластами; изучение эффективности законтурного заводнения; исследование контрольных и пьезометрических скважин. Наиболее важными задачами этого отдела являются контроль и регулирование процесса разработки для наиболее полного использования залежей в пластах, пропластках, линзах и других ловушках.

Первичный геологический материал обрабатывается геологами участков и промыслов, затем технологический отдел НПУ обобщает данные разработки залежей по всему месторождению. На основе обобщения материалов отдел дает нормы отбора нефти и нагнетания воды на месяц, квартал и год с учетом особенностей месторождения.

Очень важно подчеркнуть, что в настоящее время осуществляется контроль за разработкой всей залежи, а не отдельных скважин, как это делалось раньше.

В процессе разведочных работ вокруг основного Туймазинского месторождения выявляются новые залежи и геологи указанных выше отделов НПУ составляют проекты их разработки. Так, в течение ряда лет были составлены проекты разработки площадей, расположенных вокруг Туймазинского месторождения (см. таблицу).

В отличие от других нефтедобывающих районов страны коллектив Туймазинских геологов сочетает в своей практической деятельности разработку и проектирование. Такое сочетание очень выгодно в том отношении, что в проекте учитываются все детали и специфические особенности месторождений, а также имеющаяся технико-хозяйственная база.

Результаты деятельности геологов обсуждаются на совещаниях геологов НПУ. Эти обсуждения очень поучительны, особенно для молодых специалистов, ежегодно пополняющих наши ряды.

Туймазинское месторождение введено в разработку по карбону в 1937 г., а по девону в 1944 г. Чем дальше, тем все больше возникает новых проблем по совершенствованию технологии его разработки. Но коллектив нефтяников Туймазов поставил себе задачу - не снижать существующий высокий уровень добычи нефти как можно дольше.

НПУ Туймазанефть

Таблица

Наименование площади	Нефтеносные горизонты	Скважина-открывательница и дата ввода ее в эксплуатацию		Примечание
		№ скв	дата ввода
Александровская	Д0,ДI,ДIV,С^2^h,C^tur	620	31/XII 1948 г.
Южномуллинская	Д0, С^2^h	1053	11/VIII 1954 г.	-
Октябрьская	ДI	363	27/Х 1951 г.	-
Верхнезаитовская	Д0	433	22/Х 1951 г.	Доразбуривается
Старотуймазинская	Д0. дI	329	21/II 1951 г.	То же
Апсалямовская	ДI	1251	13/V 1954 г.	То же
Южноалександровская	ДI , С^2^h, C^tur	84	11/IX 1951 г.	То же
Кызыл-Яровская	ДI , С^2^h ,C^tur	1051	8/IX 1954 г.	То же
Леонидовская	ДI, ДII, ДIII, ДIV	140	VIII 1952 г.	То же
Бавлинская	ДI, С^2^h,C^tur	1	18/VIII 1946 г.	То же
Туймазинская	ДI , ДII, ДIII	100	26/IX 1944 г.	То же