Месторождение: Тишковское (ID: 54060)

Свойства

Класс Месторождения: Мелкое

Тип Месторождения: Нефтяное

Местоположение: Суша

Местность:

Стадия разработки: Добыча

Год открытия: 1972

Источник информации:

Метод открытия:

Площадь: 6.37 км²

Описание

Тишковское нефтяное месторождение

Краткий профиль

Тишковское нефтяное месторождение расположено в Речицком районе Гомельской области и примыкает к Осташковичскому месторождению. В региональном плане оно входит в северную нефтеносную часть Припятского прогиба и относится к цепочке месторождений Речицко-Вишанской зоны. Детальное геологическое описание указывает, что месторождение открыто в 1972 году и введено в промышленную разработку в 1976 году.

Ключевые особенности актива

Тишковское — зрелое многопластовое месторождение с преимущественно карбонатными трещиновато-кавернозными коллекторами и выраженной тектонической расчлененностью.

Главный современный потенциал месторождения связан не с крупным расширением площади нефтеносности, а с повышением эффективности извлечения остаточной нефти из уже известных залежей.

В отличие от Речицкого месторождения, где в последние годы заметна интенсивная кампания нового бурения, Тишковское в открытых материалах чаще фигурирует как объект:

• оптимизации заводнения;

• физико-гидродинамического воздействия;

• регулирования фильтрационных потоков;

• вовлечения слабодренируемой матрицы;

• повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения.

На семилукской залежи восточного блока Тишковского проводились циклы гидродинамического воздействия. Технология впоследствии применялась также на Восточно-Первомайском, Осташковичском и Вишанском месторождениях; совокупная дополнительная добыча по четырем объектам превысила 25 тыс. т, а прирост КИН оценивался в 0,25–0,39 процентного пункта.

Таким образом, Тишковское представляет собой типичный brownfield, где стоимость актива определяется способностью оператора увеличить охват пласта и извлечь остаточную нефть из сложного карбонатного резервуара.

Геология

Тишковское месторождение приурочено к северной части Припятского прогиба — наиболее продуктивной нефтегазоносной области Беларуси.

Осадочный разрез включает:

• верхнепротерозойские терригенные образования;

• средне- и верхнедевонские комплексы;

• подсолевые карбонатные толщи;

• соленосные образования;

• более молодые палеозойские и мезокайнозойские отложения.

Кристаллический фундамент представлен гранитами, кварцевыми диоритами и гранодиоритами и вскрыт рядом скважин.

Промышленная нефтеносность связана прежде всего с девонскими горизонтами:

• ланским;

• саргаевским;

• семилукским;

• воронежским.

Также отмечались притоки нефти из межсолевого комплекса.

Тектоника

Месторождение имеет выраженное блоковое строение.

В геологических материалах выделяются западный, центральный и восточный блоки. Разломы контролируют:

• структурное положение залежей;

• высоту и конфигурацию ловушек;

• положение ВНК;

• гидродинамическую связь;

• распределение нефтенасыщенных коллекторов.

Различия в отметках ВНК между соседними блоками достигают сотен метров, что указывает на существенную тектоническую изоляцию отдельных резервуарных тел.

Для разработки это означает, что единый по стратиграфии горизонт фактически может представлять несколько гидродинамически самостоятельных залежей.

Основные продуктивные горизонты

Воронежский горизонт

Нефтеносность установлена в нескольких тектонических блоках.

В западной части нефтепроявления отмечались примерно в интервалах:

• 3276,6–3288,2 м;

• 3288–3298 м.

В центральном блоке нефтеносные коллекторы установлены приблизительно в интервале:

• 3514–3521 м.

Коллекторы представлены преимущественно:

• микрозернистыми доломитами;

• органогенными доломитами;

• трещиноватыми доломитами;

• кавернозными разностями.

В восточном блоке протяженность залежи II пачки достигает примерно 4,8 км.

В старом геологическом материале приводится оценка запасов воронежской залежи около 2,20 млн т балансовых и 0,78 млн т извлекаемых. Однако единицы в опубликованной интернет-версии исходного документа отображаются некорректно, поэтому эти значения следует считать исключительно историческим ориентиром, а не актуальной балансовой оценкой.

Семилукский горизонт

Семилукский горизонт является одним из основных объектов Тишковского месторождения.

В западном блоке нефтеносность фиксировалась в интервале примерно:

3341–3355 м.

Коллекторы представлены преимущественно доломитами с развитой системой:

• пор;

• каверн;

• трещин.

В отдельных пустотах непосредственно отмечалась нефть.

Мощность семилукского горизонта в разрезе составляет примерно 10–38 м.

В восточной части размеры залежи достигают примерно:

• 4,85–5,1 км по длине;

• до 3,3 км по ширине.

Именно семилукская залежь восточного блока стала одним из основных полигонов для испытаний методов повышения нефтеотдачи.

Исторически для залежи приводились запасы порядка 3,89 млн т балансовых и около 1,75 млн т извлекаемых. Эти значения также относятся к старой оценке.

Саргаевский горизонт

Саргаевская залежь установлена в центральном и восточном блоках.

Коллекторы представлены преимущественно:

• доломитами;

• известняками;

• кавернозными карбонатами;

• трещиноватыми карбонатами.

Саргаевский горизонт характеризуется значительной литологической неоднородностью; мощность комплекса достигает примерно 44 м.

В центральном блоке размеры залежи достигают примерно:

• 0,225–2 км по длине;

• 0,1–0,9 км по ширине.

В восточном блоке длина залежи оценивается примерно в 4–5 км.

Положение ВНК различается между центральным и восточным блоками и приводится примерно на абсолютных отметках:

• −3396 м;

• −3511 м.

Историческая оценка запасов составляла приблизительно 1,74 млн т балансовых и 0,28 млн т извлекаемых.

Ланский горизонт

Ланская залежь установлена преимущественно в центральном блоке.

В отличие от основных карбонатных резервуаров Тишковского, коллектором здесь являются песчаники.

Ловушка характеризуется как сводовая с литологическим экранированием.

ВНК установлен примерно на абсолютной отметке:

−3446 м.

Историческая оценка:

• балансовые запасы — около 0,45 млн т;

• извлекаемые — около 0,07 млн т.

По масштабу этот объект существенно уступает семилукской и воронежской залежам.

Тип резервуара

Главная геологическая особенность Тишковского — сложная структура пустотного пространства карбонатных коллекторов.

Основные типы:

• поровые;

• порово-трещинные;

• кавернозные;

• порово-каверново-трещинные;

• трещиновато-кавернозные.

Для семилукских пород характерны сильно трещиноватые и кавернозные доломиты; в пустотах местами наблюдалась нефть.

Это принципиально важно для разработки.

Высокопроницаемые трещины могут обеспечивать высокий дебит, но одновременно становиться каналами быстрого прорыва нагнетаемой воды. При этом значительный объем остаточной нефти способен сохраняться в менее проницаемой матрице.

В результате стандартное стационарное заводнение может обеспечивать высокий охват трещинной системы, но значительно хуже вовлекать матричную нефть.

Запасы

По старым открытым материалам для основных залежей приводятся следующие оценки:

Расчет выполнен на основе опубликованных исторических данных по отдельным залежам.

Эти цифры не следует трактовать как современный баланс запасов.

После десятилетий эксплуатации запасы могли изменяться вследствие:

• пересчета геологических моделей;

• изменения КИН;

• доразведки;

• перевода запасов между категориями;

• вовлечения ранее нерентабельных зон;

• результатов ГТМ и новых технологий.

Актуальной официальной оценки остаточных извлекаемых запасов непосредственно Тишковского месторождения на 2025–2026 годы в открытом доступе обнаружить не удалось.

Для общего контекста: по состоянию на 1 января 2025 года остаточные извлекаемые запасы «Белоруснефти» по всем активам составляли около 45,5 млн т, причем 25,2 млн т, или 55,4%, относились к трудноизвлекаемым.

Разработка

Тишковское было открыто в начале 1970-х годов и введено в промышленную разработку в 1976 году.

Основная схема разработки исторически базировалась на:

• вертикальных добывающих скважинах;

• нагнетательном фонде;

• поддержании пластового давления;

• заводнении.

По мере роста выработанности и обводненности акцент сместился с простого поддержания добычи на регулирование потоков и повышение охвата вытеснением.

В более ранних отраслевых материалах Тишковское уже относилось к группе месторождений IV, заключительной стадии разработки. Для этой группы в целом было отобрано около 79,8% начальных извлекаемых запасов; этот показатель относится к совокупности месторождений и не является точной выработанностью Тишковского.

Система поддержания пластового давления

Главной технологической особенностью Тишковского стала работа с неравномерным охватом заводнением.

На семилукской залежи восточного блока испытывалась технология циклического гидродинамического воздействия.

Принцип заключается в периодическом изменении:

• объемов закачки;

• режимов нагнетательных скважин;

• режимов отбора;

• локального распределения пластового давления.

Цель — изменить направление фильтрационных потоков и вовлечь в работу ранее слабодренируемые участки.

На семилукской залежи Тишковского было реализовано несколько циклов такого воздействия. По материалам «Белоруснефти», технология была затем распространена также на Восточно-Первомайское, Осташковичское и Вишанское месторождения. Совокупная дополнительная добыча по четырем объектам превысила 25 тыс. т нефти, а прирост КИН составил примерно 0,25–0,39 процентного пункта.

Повышение нефтеотдачи

Циклическое изменение направления фильтрационных потоков

Этот метод особенно подходит для трещиновато-пористых резервуаров, где стационарное заводнение постепенно формирует устойчивые каналы движения воды.

Изменение режимов закачки позволяет создавать новые градиенты давления и перераспределять потоки между высоко- и низкопроницаемыми зонами.

Для зрелого Тишковского этот подход является одним из наиболее логичных способов увеличения конечного КИН.

Водогазовое воздействие

В 2011 году на семилукских залежах Осташковичского и восточного блока Тишковского месторождений проводились опытно-промышленные работы по закачке мелкодисперсной водогазовой смеси.

В качестве газовой фазы использовался азот.

По двум операциям дополнительная добыча составила около 500 т нефти.

Метод был направлен на улучшение охвата пласта вытеснением и изменение мобильности закачиваемого агента.

Добыча

Современная добыча непосредственно по Тишковскому месторождению оператором в открытых источниках регулярно не раскрывается.

Исторически Тишковское относилось к группе крупнейших нефтедобывающих активов Беларуси вместе с:

• Речицким;

• Осташковичским;

• Вишанским;

• Южно-Осташковичским.

Однако сегодня его роль заметно меньше, чем роль Речицкого.

Открытые данные скорее указывают на модель:

зрелый добывающий фонд → естественное падение базовой добычи → высокая обводненность → локальная стабилизация за счет оптимизации заводнения и ГТМ.

Отдельного современного временного ряда добычи Тишковского, позволяющего построить надежную decline curve, в открытых источниках нет.

Профиль добычи

По характеру разработки Тишковское можно отнести к классическому зрелому brownfield-профилю:

рост добычи после ввода → пик → естественное снижение → повышение обводненности → поздняя стадия → технологическая стабилизация.

В отличие от Речицкого, где существенную роль сегодня играет массовое новое бурение, Тишковское по доступной информации выглядит более зависимым от:

• работы существующего фонда;

• управления системой ППД;

• перераспределения потоков;

• локальных ГТМ;

• повышения конечного КИН.

Основные сложности разработки

1. Тектоническая расчлененность

Разломы делят резервуар на несколько блоков с различным положением ВНК и различной гидродинамической историей.

Это увеличивает неопределенность распределения остаточных запасов.

2. Неоднородность карбонатных коллекторов

Матрица, каверны и трещины создают систему с резко различающейся проницаемостью.

Соседние скважины могут иметь существенно различные продуктивность и характер обводнения.

3. Преждевременные прорывы воды

Развитые трещины и высокопроницаемые зоны могут становиться преимущественными каналами фильтрации нагнетаемой воды.

Это снижает эффективность обычного заводнения.

4. Остаточная нефть в слабодренируемой матрице

После промывки высокопроницаемых зон значительный объем нефти может оставаться в менее проницаемых участках.

Именно этот объем является основной целью циклического воздействия и других методов повышения охвата.

5. Высокая зрелость

Тишковское эксплуатируется около полувека.

На поздней стадии стоимость добычи каждой дополнительной тонны обычно возрастает, поскольку требуется:

• больше ГТМ;

• более точное моделирование;

• управление отдельными блоками;

• селективная закачка;

• водоизоляционные работы.

Современное состояние и место в стратегии «Белоруснефти»

В материалах стратегии геологоразведочных работ «Белоруснефти» на 2025 год Тишковское продолжает фигурировать среди ключевых месторождений северной нефтеносной зоны Припятского прогиба.

Основной стратегический контекст «Белоруснефти» сегодня — рост доли трудноизвлекаемых запасов.

На 01.01.2025:

• общие остаточные извлекаемые запасы — около 45,5 млн т;

• трудноизвлекаемые — 25,2 млн т;

• доля ТРИЗ — 55,4%.

Поэтому технологии, испытанные на Тишковском, хорошо соответствуют общей стратегии компании:

• увеличение охвата заводнением;

• регулирование фильтрационных потоков;

• работа с низкопроницаемыми резервуарами;

• вовлечение остаточной нефти;

• повышение КИН зрелых залежей.

Сравнение с Речицким месторождением

Главное отличие заключается в том, что Речицкое сегодня остается активом масштабного эксплуатационного бурения, тогда как потенциал Тишковского больше связан с повышением нефтеотдачи существующей системы разработки.

Оценка актива

Тишковское представляет собой зрелое многопластовое карбонатное месторождение с ограниченным масштабом остаточной ресурсной базы, но сохраняющимся потенциалом увеличения конечной нефтеотдачи.

Основной upside связан с тремя факторами:

1. Остаточная нефть в слабодренируемой матрице.

2. Улучшение охвата заводнением.

3. Более точное управление отдельными тектоническими блоками и фильтрационными потоками.

С инвестиционной точки зрения основной вопрос заключается не в том, существует ли нефть в пласте, а в том:

можно ли дополнительно мобилизовать остаточные запасы при стоимости технологий ниже стоимости получаемой дополнительной нефти.

Наличие инфраструктуры, существующего фонда скважин и значительного опыта «Белоруснефти» снижает порог для реализации небольших brownfield-проектов.

При этом небольшой размер отдельных залежей и высокая геологическая неоднородность ограничивают экономический масштаб отдельных мероприятий.

Ключевые пробелы в данных

Для полноценной оценки актива в открытом доступе отсутствуют:

Актуальные остаточные извлекаемые запасы.
Исторические оценки не отражают современный баланс.

Накопленная добыча на текущую дату.

Годовая добыча за последние 10–15 лет.

Текущий КИН по месторождению и по основным залежам.

Проектный конечный КИН.

Текущая обводненность продукции.

Актуальный фонд добывающих и нагнетательных скважин.

Текущие пластовые давления.

Фактические дебиты скважин.

Объем закачки воды и компенсация отбора.

Экономическая эффективность последних ГТМ.

CAPEX и OPEX по месторождению.

Планы нового бурения на 2025–2026 годы.

Последний пункт особенно важен: в отличие от Речицкого, в открытых источниках мне не удалось обнаружить свидетельств крупной новой буровой программы непосредственно на Тишковском в 2025–2026 годах.

Ключевой вывод

Тишковское — зрелый технологический brownfield, основная ценность которого сегодня связана с увеличением конечного коэффициента извлечения, а не с масштабным расширением добычи за счет новых крупных залежей.

Геологическая сложность одновременно является и главным риском, и главным источником остаточного потенциала: развитые трещины обеспечивали эффективную добычу на ранних стадиях, но привели к неравномерному заводнению и сохранению нефти в слабодренируемых участках.

Поэтому дальнейшая экономика Тишковского определяется эффективностью управления водой, перераспределения фильтрационных потоков и вовлечения остаточной нефти.

Источники

1. Геологическое строение Тишковского месторождения // Гомельский государственный технический университет им. П. О. Сухого: учебно-геологические материалы. — URL: https://vunivere.ru/work35085 — дата обращения: 07.10.2026.

2. Геологическое строение Тишковского месторождения. Нефтегазоносность и характеристика залежей // ГГТУ им. П. О. Сухого. — URL: https://vunivere.ru/work35085/page4 — дата обращения: 07.10.2026.

3. Геологическое строение и особенности физико-химических параметров пластовых жидкостей Тишковского нефтяного месторождения // ГГТУ им. П. О. Сухого. — URL: https://vunivere.ru/work35083/page4 — дата обращения: 07.10.2026.

4. Технология по увеличению нефтеотдачи на истощенных месторождениях. Опыт разработки трудноизвлекаемых запасов УВС Республики Беларусь // РУП «ПО „Белоруснефть“»: материалы отраслевой презентации. — URL: https://www.kazenergy.com/upload/document/legislative-activity/project_nts/45_Tehnologiya_po_uvelicheniyu_nefteotdachi_na_istoshzennih_mestorojzdeniyah__Opit_razrabotki_trudnoizvlekaemih_zapasov_UVS_Respubliki_Belarus%27.pdf — дата обращения: 07.10.2026.

5. Результаты и стратегия геологоразведочных работ в Припятском прогибе Республики Беларусь // РУП «ПО „Белоруснефть“». — 2025. — URL: https://ppt-online.org/1637113 — дата обращения: 07.10.2026.

6. Проблема добычи нефти в Беларуси // Молодой ученый. — URL: https://www.moluch.ru/archive/33/3718 — дата обращения: 07.10.2026.

7. Инженерная практика. Опыт повышения нефтеотдачи месторождений Республики Беларусь. — 2013. — Материалы по применению водогазового воздействия на Тишковском и Осташковичском месторождениях. — URL: https://ru.scribd.com/document/499597036/inzhenernaya-praktika-2013-08 — дата обращения: 07.10.2026.

8. Часть III. Геология, поиски и разведка залежей нефти в Беларуси // учебные материалы по нефтегазовой геологии Припятского прогиба. — URL: https://studfile.net/preview/7634976/ — дата обращения: 07.10.2026.

Следующее Месторождение: Борщевское