ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГЕЗОНСНОСТЬ АРЛАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Физико-географический очерк

Арланский участок, расположенный в пределах междуречья рек Белой и Камы, представляет собой пониженную часть западной Башкирии – Бельско-Камско-Таныпскую низменность. Отметки рельефа колеблются от 70 до 80 м над уровнем моря. Характерной особенностью строения рельефа являются четыре надпойменные террасы рек Белой и Камы. Абсолютные отметки первой надпойменной террасы составляют 90-95 м, второй – 105-110 м, третьей – 130-175 м. На фоне равнинного рельефа в восточной и центральной частях района довольно резко выделяются водораздельные участки, где рельеф сравнительно приподнят и сильно расчленен многочисленными реками и оврагами. Лесным массивом занято 60% территории, открытая часть занята посевами сельхозкультур. Основными населенными пунктами являются: Нефтекамск, Николо-Березовка, Калегино, Епактаево, Кельтежка, Ново-Испаево.

Бадряшский участок принадлежит к Прибельской полого-волнистой равнине, характеризующейся эрозионно-аккумулятивным типом рельефа.

Максимовский и Шульгановский участки в орогидрографическом отношении занимают верхнюю часть водораздела рек Буй и Быстрый Танып и представляют всхолмленную равнину, пересеченную густой речной и овражной сетью. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 80-90 м до 200-275 м. Площадь работ сильно залесена, открытые места заняты сельскохозяйственными угодьями.

Нефтеносность

Арланское нефтяное месторождение открыто по результатам структурного бурения в 1954 г. Нефтеносными являются песчаники ТТНК, а также карбонатные отложения нижнего (турнейский ярус) и среднего (московский ярус) карбона. Продуктивность этих отложений, равно как и их запасы, сильно различаются. Различна и их изученность. Если ТТНК исследована довольно полно, то остальные горизонты в гораздо меньшей степени. Наиболее выдержаны по площади пласты С-II и C-IV, лишь на северной части месторождения отмечается довольно устойчивое развитие песчаного пласта С-III. Обычно мощность ТТНК составляет 40-45 м, увеличение до 150 м отмечается в эрозионных врезах за счет заполнения таких впадин песчаниками, аргиллитами и углем радаевского комплекса [2, c. 442].

Основным продуктивным пластом является пласт С-II. На Ново-Хазинской площади мощность пласта наибольшая, достигает 20 м, наименьшая – на Вятской. Пласт представлен песчаниками, пористость которых колеблется от 12 до 30 %. Проницаемость песчаников в среднем по площади составляет от 0,42 до 1,6 мкм2. Залежь в этом пласте приурочена к своду структуры. Пласт С-0 (алексинский горизонт) сложен в основном карбонатами. Нефтяные залежи небольших размеров, литологически экранированные [1, c. 336].

В турнейском ярусе продуктивны пористые известняки в кровельной части кизеловского горизонта. Залежи в турнейском ярусе некрупные, низкопродуктивные. В среднем карбоне (верейский, каширский и подольский горизонты) продуктивны известняки и доломиты. Залежи низкопродуктивные, дебиты обычно составляют 1-5 т/сут.

В терригенном девоне продуктивны песчаники кыновского горизонта мощностью до 5,9-8,7 м. Залежи литологического типа.

В целом для песчаников терригенного девона характерны низкие фильтрационно-коллекторские свойства, в связи с чем их разработка пока осуществляется на естественном низкопродуктивном режиме.

Кармановское нефтяное месторождение находится непосредственно на Бадряшском детализационном участке. Месторождение открыто в   1999 г. двумя скважинами 245 БАД и 262 БАД. Залежи в терригенной толще нижнего карбона приурочены к рукавообразным линзам песчаного пласта C-II+III увеличенной мощности, которая достигает 14 м в скважине 262 БАД. ВНК на отметке –1238 м. Суммарные запасы нефти категории С1 составляют 0,561 млн. т.

Гарное нефтяное месторождение находится в юго-восточной части Бадряшского участка. Открыто в 1985 г., введено в разработку в 1986 году. Месторождение приурочено к ряду мелких поднятий. Нефтеносны отложения среднего карбона (верейский, башкирский объекты), ТТНК (пласты С-II, C-IV0, C-IV, C-VI0). Залежь верейского горизонта мелкая.  Мощность нефтенасыщенных известняков изменяется в пределах 1,8 – 4,8 м. В башкирском ярусе одна пластово-сводовая залежь с ВНК на отметке –884 м. Залежи в ТТНК пластовые сводовые, в различной степени литологически экранированные. Залежь пласта С-II приурочена к рукавообразной линзе песчаника увеличенной мощности, которая достигает 9,6 м, тогда как в остальных пластах она не превышает 2 – 3 м. Основной объект ТТНК находится в активной разработке. Годовая добыча составляет 61 тыс. т.

Максимовский и Шульгановский детализационные участки располагаются в непосредственной близости к Четырмановскому и Югомашевскому нефтяным месторождениям.

Югомашевское месторождение открыто в 1958 г., введено в разработку в 1966 г., расположено в северной части Башкирского свода. Приурочено к серии структур, связанных с биогермами верхнедевонского возраста. Нефтеносны отложения среднего карбона (каширский, верейский горизонты, башкирский ярус), нижнего карбона (ТТНК, турнейский ярус), верхнего и среднего девона (фаменский ярус, кыновский, пашийский, муллинский горизонты) [4, c. 1].

В каширском горизонте нефтеносны известняки и доломиты, мощностью до 4,4 м.

В известняках верейского горизонта продуктивны пласты: В1, В2 и В3. Залежи во всех трех пластах пластово-сводового и структурно-литологического типа.

В башкирском ярусе установлено три залежи массивного типа. Высота нефтенасыщения от 5 до 31 м. В ТТНК выделяются пласты С-II, C-IV0, C-IV, C-V, C-VI1+2, C-VI.

В песчаном пласте C-II установлено 6 залежей. Залежи структурно-литологического и литологического типов. Высота этажа нефтеносности 12-49 м. В турнейском ярусе продуктивны пористо-кавернозные прослои известняков кизеловского горизонта. Мощность продуктивной части 17 м.

В фаменском ярусе продуктивны пористо-кавернозные, трещиноватые известняки. В этом ярусе установлено 20 небольших массивных залежей, высота которых достигает 60 м [3, c. 422].

В терригенном девоне нефтеносны песчаники кыновского горизонта маломощные, линзообразные. Выделено 6 мелких литологических изолированных залежей.

Песчаники пласта ДI имеют мощность 6,4 м. Залежи структурно-литологического типа. Общее число залежей нефти составляет 233 единицы.

Четырмановское нефтяное месторождение открыто в 1959 г. Введено в разработку в 1964 г. Расположено на северо-западной окраине Башкирского свода. Залежи приурочены к серии куполовидных поднятий. Два из них – основные, разделены прогибом.

Нефтеносны отложения среднего (каширский, верейский горизонты и башкирский ярус) и нижнего карбона (ТТНК и турнейский ярус), верхнего девона (фаменский ярус) и терригенной толщи девона (кыновский и пашийский горизонты). Залежи среднего карбона пластово-сводового типа [5, c. 30].

В ТТНК пласт C-II на некоторых участках залегает в виде рукавообразного раздува узкой (до 500 м) и длинной линзы на фоне песчаников меньшей мощности (до 2 м). Залежи пластово-сводового типа.

В турнейском ярусе одна пластово-сводовая залежь небольших размеров.

В фаменском ярусе продуктивные песчаники представлены плотными низкопроницаемыми разностями, мощностью до 3,6 м, залежь пластово-сводовая.

Список литературы:

1. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. Уфа, РИЦ АНК Башнефть, 1997, с.366.
2. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. Уфа, РИЦ АНК Башнефть, 1997, с.422.
3. Булгаков Р.Б., Еникеев Р.Х., Хатьянов Ф.И. Сейсморазведка рукавообразных залежей нефти. Труды 35го Международного геофизического симпозиума. Т. 1, София, 1990, с.422.
4. Виницкий Ю.С., Цоцур В.С., Кувакин Ю.С. Рукавообразные залежи нефти в алексинском горизонте северо-западной части Башкирии. Нефтегазовая геология, 1973, №10 с.1-4.
5. Кузнецов А.А. Распределение проницаемости в рукавообразных залежах. Нефтегазовая геология и геофизика, 1972, №7, с.30-33.