ПЕРСПЕКТИВЫ ДОРАЗВЕДКИ И ДОРАЗРАБОТКИ НИЖНЕПЕРМСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА ВЕРХНЕГО ПАЛЕОЗОЯ БАШКОРТОСТАНА

Е. В. Лозин

Аннотация


Самый молодой нефтегазоносный комплекс верхнего палеозоя Башкортостана, несмотря на ввод в разработку первых месторождений в 1932 году, открывших Башкирскую нефть, остаётся и самым проблемным в отношении дальнейших геолого-разведочных работ (ГРР) и доразработки открытых промышленных скоплений углеводородов. Газонефтеносность пермского комплекса связана с Предуральским предгорным прогибом и платформенной частью. В прогибе выделены две нефтегазоносные зоны: 1) локальных рифовых складок Ишимбайского барьерного рифа и 2) складок кинзебулатовского типа. В платформенной части бурением установлены две зоны нефтегазонакопления (ЗГН): Тарказино-Чегодаевская и Искринская. Карбонатные коллекторы трещинного типа, низкой и средней проницаемости, органогенные. В прогибе добыча нефти из месторождений отличалась «пикообразной» динамикой, при которой основной период разработки составлял 5-7 лет, а затем - переход к режиму растворённого газа и гравитационному, продолжающемуся до сих пор. Соответственно, дебиты скважин лишь в основной период были существенными. В платформенной части основной период разработки более длительный, но продуктивность скважин низкая. Накопленная добыча нефти на одну скважину невысокая - от 3,0 до 9,0 тыс. т нефти. В процессе бурения скважин при проходке нижнепермских отложений почти всегда встречаются нефтепроявления, иногда обильные. Но по окончании эксплуатации скважин по основным объектам из-за обводнения или по другим причинам испытания интервалов нижней перми в колонне не дают промышленных притоков нефти. Этому феномену даётся следующее объяснение. В течение геологической истории, насчитывающей около 170 млн лет, территория Башкортостана представляла собой сушу. Над пермскими породами присутствующий надёжный флюидоупор не везде содержит эвапориты, а глинисто-аргиллитовые разности не отличаются уникальной изолирующей способностью эвапоритов. По указанной причине скопления углеводородов (УВ) в пермских отложениях обеднялись летучими компонентами, и вся пермская толща в лучшем случае насыщена остаточными нефтью и газом. Там, где развиты отложения соли (а это, в основном, Ишимбайский регион и «островки» на платформе), скопления УВ сохранились в виде залежей с промышленными запасами. По подсчётам в изучаемом комплексе остаточные извлекаемые запасы нефти, с учетом неоткрытых, составляют небольшую величину. Средняя глубина новых скважин - 500 м. При ожидаемой рентабельной накопленной добыче на одну скважину нефти 5,0 тыс. т потребуется бурение 18-20 тыс. новых скважин. Для обеспечения рентабельности новых скважин требуется создание портабельного бурового станка. Установлено 9 зон битуминозности, но лишь в одной из них - небольшой по запасам - содержание битумов кондиционно. В отношении доразведки и доразработки месторождений данного нефтегазоносного комплекса следует незамедлительно разработать программу ГРР, включающую, в том числе, и передачу в частное владение отдельных месторождений и залежей, а также отдельных участков и скважин. Исходными положениями для этой рекомендации являются геологические данные о нуждающихся в подтверждении запасах нефти и доразведке Тарказино-Чегодаевской,

Ключевые слова


битуминозность;нефтеносность;физико-химические свойства;остаточная нефть и газ;зона окисленной нефти;

Полный текст:

PDF

Литература


Лозин Е.В. Геология и нефтеносность Башкортостана. Уфа: БашНИПИнефть, 2015. 703 с.

Халимов ЭМ., Лозин Е.В. Вторичная разработка нефтяных месторождений Башкортостана / 2-е изд., сокр. и перераб. СПб.: ВНИГРИ, 2013. 180 с.




DOI: http://dx.doi.org/10.17122/ngdelo-2021-4-63-70

Ссылки

  • На текущий момент ссылки отсутствуют.


(c) 2021 Е. В. Лозин

Лицензия Creative Commons
Это произведение доступно по лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Всемирная.

© 2021 УГНТУ.
Все права защищены.