Таныпское нефтяное месторождение (НМ) расположено на юге Пермского края, в 30 км северо - восточнее г Чернушки, в 195-200 км южнее г Пермь.
Впервые приток нефти на будущем Таныпском месторождении зафиксирован в августе 1951 г. при испытании скважины № 3, пробуренной бригадой М. Путилова в районе деревень Деменево и Коробейники.
В 1953 г. продуктивные пласты на Таныпской площади вскрыла скважиной № 9 бригада бурового мастера Д. Попова.
В июле 1955 г. фонтанный приток промышленной нефти дебитом 35 т/сутки был получен на скважине № 16.
В 1956 г. по данным 20 разведочных скважин был сделан первый подсчет запасов нефти и газа, утвержденный ГКЗ СССР.
В опытную эксплуатацию начале введено в 1958 г. Куединским укрупненным нефтепромыслом.
При разбуривании Таныпской площади впервые в практике разведочного бурения были внедрены турбинный способ бурения, метод бурения на технической воде (промывка скважин) и отбор керна буровой турбиной.
Геологический разрез Таныпского НМ изучен на глубину 2400 м по разрезам скважин и представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, которые перекрыты четвертичными отложениями.
Стратиграфическое деление разреза сделано на основе унифицированной схемы Волго-Уральской нефтеносной провинции, утвержденной в 1962 г с учетом изменений, внесенных в 1988 г «Решением Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы».
На отложениях вендского комплекса, представленных бородулинской свитой (до 214 м) с большим стратиграфическим несогласием налегают девонские отложения.
Они представлены песчано-аргиллитово-алевролитовыми отложениями интервалом 9 - 21 м живетского яруса среднего девона, а также отложениями франского и фаменского ярусов верхнего девона. Франский ярус сложен преимущественно терригенными породами пашийского и тиманского горизонтов толщиной 4 - 7 м и 6-16 м, соответственно. На отложениях тиманского горизонта залегает мощная толща карбонатных отложений саргаевского и доманикового горизонтов нижнефранского подъяруса, верхнефранского подъяруса и фаменского яруса.
Изученная площадь, расположена в пределах 2й группы разрезов карбонатного девона - разрезов глубоководного шельфа и по литолого-тектоническим особенностям отнесена к терригенно-карбонатному межрифовому типу.
Толщина отложений карбонатного девона составляет 489 - 590 м.
На карбонатных отложениях девонской системы залегают отложения каменноугольной системы, представленные всеми отделами.
Таныпское месторождение находится в районе расположения уже разрабатываемых нефтяных месторождений :
- Тулвинского, расположенного в 10 км к югу;
- Аспинского - в 8-10 км на северо-восток;
- Самойловского и Капканского - в 3-4 км к западу.
Для этого района характерно наличие залежей нефти в отложениях нижнего и среднего карбона.
Промышленная нефтеносность Таныпского НМ на дату подсчета запасов нефти, была установлена в продуктивных пластах : КВ1, В3В4 каширско-верейских отложений, Бш башкирского яруса, Тл-1а, Тл-1б, Тл-1в, Тл-2а, Тл-2б тульского горизонта, Бб-1, Бб-2 бобриковского горизонта, Мл радаевского горизонта и Т турнейского яруса на Северо-Таныпском и Таныпском поднятиях.
Нефтепроявления непромышленного характера были отмечены в отложениях венда, живетского и франского ярусов.
Новые скважины вскрыли разрез месторождения преимущественно до отложений турнейского яруса и подтвердили ранее выявленную промышленную нефтеносность, не внеся значительных уточнений в ее качественную характеристику.
Запасы нефти Таныпского месторождения, утвержденные ГКЗ СССР (протокол № 8240 от 28 февраля 1979 г) составляют:
- геологические- 54469 тыс т,
- извлекаемые - 27269 тыс т, по категории АВС1;
- извлекаемые - 1918 тыс т, по категории С2.
Сейчас разработка ведется на основании «Уточненного проекта разработки Таныпского месторождения нефти», утвержденного в 2008 г Роснедрами.
На январь 2013 г на государственном балансе числятся начальные запасы нефти в количестве: по категории АВС1 геологические - 63 685 тыс т, извлекаемые - 33 827 тыс т; по категории С2 геологические - 5632 тыс т, извлекаемые - 2132 тыс т.
Продуктивным считается стратиграфически приуроченный к отложениям палеозоя терригенный комплекс: девон, карбон и пермь, составляющий пологую брахиантиклинальную морщину близ меридионального простирания, длиной 6 км и шириной 2,5 км.
На Таныпском поднятии наиболее крупная залежь нефти приурочена к основному куполу и незначительная по размерам к южному куполу.
Залежь основного купола пластового типа с локальными литологическими экранами в сводовой части залежи.
Положение ВНК по ней было утверждено как и по Северо-Таныпским залежам, условным на абсолютной отметке -1255 м.
Пласт на настоящий момент значительно обводнен.
Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 5,2 * 1,9 км.
Промышленно нефтеносными считаются верейский горизонт среднего карбона (малодебитный) и угленосная свита цокольного карбона.
Нефтеносный горизонт представлен 3-4 прослоями коллекторов - песчаников, мощностью 12 - 20 м.
Глубина залегания горизонта в пределах 1230 м.
Средние исходные дебиты скважин 20-25 т/сутки нефти.
Нефть характеризуется присутствием асфальтенов, что определяет их высокую вязкость, большие величины Кс и удельного веса.
Нефть - сернистая (содержание серы от 1,96 %), смолистая (от 12,37 %), парафиновая ( от 2,90 %).
Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 С - 47 %.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, ориентировочно: сероводорода нет, азота 10,75 %, метана 46,97 %, этана 19,55 %, пропана 15,15 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 22,73 %, гелия 0,016 .
Относительная плотность газа по воздуху 0,961.
Лицензия ПЕМ12487НЭ от 18 июня 2004 г.
Недропользователь - ЛУКОЙЛ Пермь.
