1.4 Нефтегазоносность

В пределах Туймазинского месторождения выявлено девять основных продуктивных объектов, при опробовании и испытании которых получены промышленные притоки нефти: пласты D_III (установлена нефтеносность песчаников в 1951 г.) и D_IV (нефтеносность песчаников в 1952 году, Александровская площадь) в отложениях старооскольского горизонта D₂ st, пласт D_II в муллинских отложениях D₂ ml (при испытании песчаников 26.09.44 был получен фонтан нефти дебитом 250 т/сут. В 1945 году из скажины 119 также получен фонтан нефти), пласт D_I в пашийских отложениях D₃ ps, продуктивный пласт в кровле турнейского яруса С₁ t (был получен промышленный приток дебитом более 250 т/сут), продуктивная толща в терригенных отложениях карбона С₁ вв (в скв. №1 при испытании отложений бобриковского горизонта получили фонтан дебитом 45-50 т/сут, в этом же году подтвердилась продуктивность скв. №2,3)₁, в карбонатах заволжского D₃ zv и алексинского C₁ al горизонтов.

Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт D_IV, в котором обнаружена небольшая залежь нефти на Александровской площади, размеры залежи 8,5х3,5 км при высоте пласта 8 метров на Туймазинской площади и 1х2,5 км при высоте пласта 4 метра. Залежь пластовая - сводовая. Начальное пластовое давление 17,75 МПа, водонефтяной контакт - 1530 м, нефтенасыщенная толщина 4,6 м. Начальный и текущий режим залежи упруго-водонапорный.

Следующим нефтеносным горизонтом является песчаный пласт D_III. Начальное пластовое давление 17,36 МПа. В пласте выявлено пять небольших залежей, из них два на Александровской площади. Песчаники пласта характеризуются резкой литологической изменчивостью. Режим залежей упруговодонапорный с ограниченным притоком воды.

Одним из основных нефтеносных горизонтов является пласт D_II. Песчаники пласта кварцевые, мелкозернистые. Залежь - пластовая, сводовая, размеры 18х7 км, высота пласта 33 м, ВНК (водонефтяной контакт) - 1483,3-1493,9 м, средняя проницаемость 0,404 мкм², средняя пористость - 22,1%, эффективная средняя толщина составляет 15,6 метра, глубина залегания 1798-1826 м, начальное пластовое давление 16,92 МПа.

Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта D_I. Глубина залегания 1764-1784 м. Песчаники пласта кварцевые, мелкозернистые. Пласт делится на три продуктивные пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. В верхней пачке (эффективная толщина 1,5 м)

выделено 82 залежи структурно-литологического и литологического типов. Размеры залежей: небольшие 0,5х2 км и крупные 11х7 км. Начальное пластовое давление 16,92 МПа. Начальный режим работы пласта упруго-водонапорный. С 1948 года пласт работает с поддержанием пластового давления, сейчас пласт находится в заключительной стадии разработки. Пористость - 20,4%, проницаемость 0,268 мкм². В средней и нижней пачке (средняя эффективная толщина 6,4 м) выявлены четыре залежи, из которых наиболее крупная (42х22 км), остальные залежи небольшие, ВНК - 1486,6-1489,2 м. Пористость - 21,1%, проницаемость - 0,520 мкм². Сейчас пласт находится в заключительной стадии разработки.

Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса D₃ fm. Продуктивные отложения представлены известняками. Залежи относятся к структурно-литологическим. Режим работы залежей можно рассматривать как режим истощения. Средняя мощность пласта 18 м. Средняя пористость - 3%. Средняя проницаемость - 0,25 мкм². В отложениях верхнефаменского подъяруса D₃ fm₃ выявлено двадцать три залежи, которые относятся к структурно-литологическим. Начальное пластовое давление 13,76 МПа. Залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления.

Промышленная нефть имеется в верхней части известняков турнейского яруса С₁t_2. Верхняя часть кизеловского горизонта C₁ ksl представлена пористыми известняками, толщиной около шести метров. В продуктивной пачке установлено шестнадцать залежей нефти. Основная залежь имеет размер 30х8 километров при высоте пласта сорок пять метров. Нефтенасыщенная толщина девять метров, ВНК - 971-982 м. Рядом расположена вторая залежь 8х3,5 км, высота - 15,5 м. Средняя проницаемость - 0,217 мкм². Начальное пластовое давление 11,2 МПа. Первоначальный режим залежи упруго-водонапорный, на сегодняшний момент пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления. Контроль за положением ВНК по наблюдательным скважинам и скважинам опорной сети фактически должны проводиться 1 раз в год - не проводится из-за дороговизны.

Терригенная толща нижнего карбона содержит довольно крупные залежи нефти. Продуктивными являются пласты песчаников и алевролитов. На территории месторождения выделяются и прослеживаются три пласта - С_VI3, С_VI2, С_VI1.

Общая толщина горизонта достигает 30 м. Залежи структурно-литологического типа. По площади и разрезу песчаники резко неоднородны и зачастую замещаются алевролитами. По керну пористость пород изменяется от 8 до 30 %, а проницаемость - от 0 до 5,1 мкм². Средние значения пористости и проницаемости соответственно равны 22,3 % и 0,562 мкм² . Начальная нефтенасыщенность изменяется от 63 до 93 %, составляя в среднем 83 %

Туймазинское месторождение является многопластовым. В настоящее время эксплуатируются пласты D_I, D_II, D_III, D_IV, песчаники бобриковского горизонта C₁ bb, известняки верхнефаменского подъяруса D₃ fm₃ и турнейского яруса С₁ t.

Характеристика продуктивных пластов и объектов представлена в таблице 1

Таблица 1 - Характеристика продуктивных пластов и объектов

Показатель	Объект
	DIV	DIII	DII	DI	D3 fm	C1 t	C1 bb
1	2	3	4	5	6	7	8
Глубина залегания, м	1680	1640	1630	1600	1350	1120	1100
Тип залежи	сводо-вый	сводо- вый	сводо- вый	сводо- вый	рифо- вый	сводо- вый	стратигр литологич
Тип коллектора	песча-ный	песча-ный	песча-ный	песча-ный	карбо- натный	карбо- натный	песча-ный
Пористость	0,19	0,19	0,22	0,22	0,03	0,10	0,225
Проницаемость, мкм2	-	-	0,411	0,522	-	0,024	0,676
Нефтенасыщенность	0,80	0,83	0,88	0,89	0,63	0,72	0,835
Коэффициент песчанистости	-	-	0,94	0,82	-	-	-
Коэффициент расчлененности	-	-	1,5	1,9	-	-	1,5
Начальное пластовое давление, МПа	18,1	17,7	17,2	17,2	14,0	12,5	12,5
Начальная пластовая температура, С	30	-	30	30	-	18-20	18-20