Общие сведения о Батырбайском месторождении.

Месторождение приурочено к положительной структуре, имеющей

размеры по отложениям нижнего и среднего карбона 29*22 км. В пределах

Батырбайской площади выделяются два основных поднятия: Асюльское (на

востоке) и Константиновское (на западе). Центральная часть купола между

Асюльским

и

Константиновским

поднятиями

представляет

собой

погруженный участок – Искильдинскую террасу. В северной части купола

наблюдается Утяйбашское поднятие, Пальниковская терраса, осложненная

куполами Пальниковским и Зайцевским.

Промышленная

нефтегазоносность

установлена

в

турнейских,

башкирских, верейских, каширских и подольских карбонатных отложениях и

яснополянских

терригенных

отложениях.

В

верейских,

каширских

и

подольских отложениях отмечены промышленные запасы газа.

Батырбайское

месторождение

открыто

в

1960

году,

введено

в

разработку в 1962 году. Разработку вело НГДУ «Чернушканефть», в 1996 году

Константиновское поднятие, а в 1998 году Асюльское поднятие переданы на

баланс НГДУ «Осинскнефть».

Батырбайское

месторождение

нефти

и

газа,

в

пределах

которого

выделяются

Константиновская,

Утяйбашская,

Пальниковская,

Зайцевская,

Асюльская площади, открыто в результате поисково-разведочных работ в

1960 году.

В

административном

отношении

месторождение

расположено

в

Чернушинском районе Пермской области, в 120 км южнее областного центра

г. Перми.

Город Чернушка расположен в 20 км к югу от месторождения. Здесь

размещено

Чернушинское

нефтепромысловое

управление,

которое

ведет

работы

на

Батырбайском

(

до

1996

года),

Куединском,

Павловском

и

Таныпском

месторождениях.

Населенные

пункты

в

районе

расположены

довольно часто, как правило, по долинам рек. Наиболее крупными из них

являются села Печмень, Асюль, Искильда, Батырбай .

В экономическом отношении район месторождения находится на

территории Чернушинско-Чайковско-Осинского Пермского территориально-

производственного комплекса.

Производственный

облик

подрайона

определяет

нефтедобыча,

важное

значение

для

развития

промышленности

имеют

магистральные

нефтепроводы Чернушка-Оса, Чернушка-Калтасы, Куеда-Чернушка.

Сущность и основные аспекты применения технологии.

Разработка

нефтяных

месторождений

-

это

комплекс

работ

по извлечению нефтяного флюида из пласта-коллектора. Добываемые нефть и

попутный газ на

поверхности

подвергаются

первичной

обработке.

Ввод нефтяного

месторождения в

разработку

осуществляется

на

основе

проекта пробной эксплуатации, технологической схемы промышленной или

опытно-промышленной

разработки,

проекта

разработки.

В

проекте

разработки

на

основании

данных

разведки

и

пробной

эксплуатации

определяют

условия,

при

которых

будет

вестись

эксплуатация

месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород,

физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой,

газом, нефтью, пластовые давления, температуры и др. Базируясь на этих

данных,

при

помощи

гидродинамических

расчётов

устанавливают

технические

показатели

эксплуатации

залежи

для

различных

вариантов

системы

разработки,

производят

экономическую

оценку

вариантов

и

выбирают оптимальный.

Наряду с выбором системы разработки большое значение имеет выбор

эффективной технологии разработки. Основные технологические показатели

процесса разработки: текущая и накопленная добыча нефти, воды, жидкости;

темп разработки, обводнённость продукции скважин, пластовое давление и

температура, а также эти параметры в характерных точках пласта и скважины

(на забое и устье скважины, на границах элементов и т.д.); газовый фактор в

отдельных

скважинах

и

по

месторождению

в

целом.

Эти

показатели

изменяются

во

времени

в

зависимости

от

режимов

пластов

(характера

появления

внутрипластовых

сил,

движущих

нефть

к

забоям

скважин)

и

технологии

разработки.

Важным

показателем

разработки

нефтяных

месторождений и эффективности применяемой технологии является текущая

и конечная величина нефтеотдачи.

Для

повышения

коэффициента нефтеотдачи

применяют

методы

повышения нефтеотдачи. В международной практике роль воспроизводства

сырьевой

базы

нефтедобычи

за

счет

внедрения

современных

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

базе

инновационных

техники

и

технологий

быстро растет и становится все более приоритетной.

Эффективность

извлечения

нефти

из

нефтеносных

пластов

современными,

промышленно

освоенными

методами

разработки

во

всех

не фтедобывающих

ст ранах

на

с егодня шний

день

с ч и т а е т с я

неудовлетворительной,

притом

что

потребление

нефтепродуктов

во

всем

мире

растет

из

года

в

год.

Средняя

конечная

нефтеотдача

пластов

по

различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.

Например,

в

странах

Латинской

Америки

и

Юго-Восточной

Азии

средняя нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в Иране – 16–17%, в США,

Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах СНГ и России – до 40%, в

зависимости

от

структуры

запасов

нефти

и

применяемых

методов

разработки.

Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами

разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных

геологических запасов нефти в недрах.

Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий

нефтедобычи,

позволяющих

значительно

увеличить

нефтеотдачу

уже

разрабатываемых

пластов,

на

которых

традиционными

методами

извлечь

значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

Таким образом мировой опыт свидетельствует, что востребованность

современных МУН растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов

внушителен. Этому способствует и то обстоятельство, что себестоимость

добычи нефти с применением современных МУН по мере их освоения и

совершенствования

непрерывно

снижается

и

становится

вполне

сопоставимой

с

себестоимостью

добычи

нефти

традиционными

промышленно освоенными методами.