ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ И СТРУКТУРНЫЙ АНАЛИЗ АРЛАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

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].

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.

Структурно-формационный анализ временных разрезов

Авлакогенная система на детализационных участках сложена мощной осадочной толщей, включающей отложения нижнего, среднего и верхнего рифея и подразделяется на три крупных комплекса, границами которых являются отражающие горизонты III и IV. Наиболее уверенно на участках прослеживается отражающий горизонт IV (кровля арланской подсвиты), волновой пакет которого характеризуется четким двухфазным колебанием с более высокочастотной нижней фазой [1, c. 422].

На Арланском участке, где проведены региональные работы, авлакогенная система представлена верхней толщей нижнерифейских отложений, которые по облику временных разрезов имеют непростое строение, о чем свидетельствуют слабые, прерывистые, осложненные интерференцией, отражения.

Отражающий горизонт III (кровля калтасинских доломитов) прослеживается на Шульгановском и Максимовском участках, а на Бадряшском участке горизонт III проследить не удалось.

В авлакогенной системе отмечаются крупные тектонические нарушения северо-западного простирания на Максимовском и Бадряшском участках. Эти нарушения, скорее всего, похожи на тектонические швы, так как регистрируются на границе резкого подъема горизонтов III и IV.

На Арланском участке пробурены глубокие скважины, вскрывшие додевонские отложения мощностью до 1000 м и более (7000 АРЛ, 36 АРЛ). По данным этих скважин уточнены стратиграфическая полнота разреза рифейско-вендских отложений, их литолого-фациальная характеристика и коллекторские свойства [2, c. 1].

Верхней границей авлакогенного сейсмоструктурного этажа является отражающий горизонт II - подошва размыва рифейско-вендских отложений.

Плитная система опорными отражающими горизонтами подразделяется на следующие сейсмоформационные комплексы:

Терригенный (вендский) – между отражающими горизонтами II и "Д₁". Отражающий горизонт II на участках работ имеет слабую динамическую выразительность. На Шульгановском и Арланском участках по горизонту II наблюдаются локальные поднятия и погружения, связанные, по всей видимости, с останцами и размывами этой поверхности. Комплекс вскрыт рядом скважин: 36 АРЛ, 80 ЮТТ с абсолютными отметками горизонта II, равными –1902 м и –2057 м соответственно.

Терригенно-карбонатный (живетско-доманиковый) комплекс представлен отражением "Д₁", состоящим из двух максимумов и разделяющего их минимума. Причем на Бадряшском, Максимовском и Шульгановском участках вторая фаза отражения "Д₁" характеризуется высокочастотным и высокоамплитудным сигналом, в то время как первая – среднеамплитудным, слабопрерывистым. Такое изменение динамической характеристики отражения "Д₁", по всей видимости, обусловлено изменением сейсмогеологической обстановки в отложениях, залегающих выше доманикового горизонта.

На Арланском участке отражение "Д₁" характеризуется четким двухфазным колебанием, иногда, ниже по разрезу, появляется третий максимум. Корреляция отражения "Д₁" на участке не вызывает затруднений и проводится однозначно.

На Бадряшском, Максимовском и Арланском участках имеют место предвизейские эрозионные врезы, которые осложняют волновой пакет отражения "Д₁". В этом случае наблюдается затухание или разбитость записи и появляются "ложные" прогибы. На Бадряшском участке отложения девонского возраста глубоким бурением не изучены. Хотя наличие песчаных коллекторов в девоне не отрицается.

На Арланском участке отложения девона глубоким бурением изучены недостаточно.

Карбонатный (верхнедевонско-турнейский) комплекс между отражающими горизонтами "Д₁" и "У_П" представлен слабоследящимися промежуточными отражениями. По волновой картине рассматриваемый комплекс характеризуется шельфовой формацией, здесь отмечается наличие рифогенных сооружений (Бадряшский, Шульгановский участки). В верхней части комплекса выделяется высокоамплитудное четконепрерывное отражение, которое условно по данным ГИС соответствует подошве известняков толщиной около 60 м.

На Бадряшком, Максимовском и Арланском участках одной из особенностей верхнедевонско-турнейского комплекса является широкое развитие рукавообразных полос повышенной толщины терригенных визейских осадков, приуроченных к эрозионным врезам, которые морфологически выражены по кровле турнейских отложений. На разрезах врезы выражаются по резкому прогибанию отражения "У_П". Амплитуда "врезания" по данным бурения составляет в основном 10-20 м, достигая в отдельных скважинах значительных толщин: 45 м в скважине 151 АЙБ и 126 м в скважине 16 НЕФ (считая толщину 40 м нормальной).

Терригенный (нижне-средневизейский) комплекс (терригенная толща нижнего карбона) между горизонтами "У_К" и "У_П" представлен двухпериодным колебанием. Первый минимум и последующий максимум соответствуют отражению "У_К", второй максимум – отражению "У_П". Корреляция отражений проведена по первому и второму максимумам. В терригенной формации нижнего карбона выделяются пласты: C-VI, относящиеся к отложениям бобриковского горизонта, пласты C-VI₀, C-V, c-iv, c-iv₀, c-iii, c-ii – отложениям тульского горизонта и пласт С-0 – к отложениям алексинского горизонта.

Наибольший поисковый интерес представляет пласт С-II+III тульского горизонта, с нефтенасыщенностью которого связаны Югомашевское, Арланское, Гарное месторождения. Особенностью Бадряшского, Максимовского и Арланского участков является наличие в ТТНК рукавообразных зон тульских песчаников увеличенной толщины, формирование которых связано с дельтой и авандельтой верхнетульской палеореки [3, c. 30].

Карбонатно-терригенный (тульско-верейский) комплекс между горизонтами "У_К" и "В" представлен тульско-башкирской карбонатной формацией. Кровлей комплекса является отражающий горизонт "В", который представлен двумя максимумами, причем первый максимум, как правило, раздваивается на два максимума с интервалом 10-15 мс. Корреляция выполнена по первому максимуму.

Карбонатно-галогенный (среднекаменноугольно-галогенный) комплекс включает отложения выше отражающего горизонта "В". Вся толща комплекса на разрезах представляет параллельно-линейный рисунок записи [4, c. 110].

В верхней части временного разреза довольно четко следится отражающий горизонт "К", представляющий собой двухфазное колебание на Бадряшском и Арланском участках с периодом между фазами 40 мс. На Максимовском и Шульгановском участках период между фазами уменьшается до 20 мс. Это отражение соответствует кровле иреньской свиты кунгурского яруса.

Список литературы:

1. Булгаков Р.Б., Еникеев Р.Х., Хатьянов Ф.И. Сейсморазведка рукавообразных залежей нефти. Труды 35го Международного геофизического симпозиума. Т. 1, София, 1990, с.422.
2. 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.
3. Кузнецов А.А. Распределение проницаемости в рукавообразных залежах. Нефтегазовая геология и геофизика, 1972, №7, с.30-33.
4. Лозин Е.В., Масагутов Р.Х., Хамзин А.З. О поисках и разведке рукавообразных и других структурно-литологических и литологических залежей в Башкирии. Методика поисков и разведки нефтегазоносных объектов нетрадиционного типа. Наука, Москва, 1990, с.110-117.
5. Цоцур В.С., Рукавообразные залежи нефти в терригенных отложениях нижнего карбона Западной Башкирии. Геология нефти и газа, 1974, №4, с.33-38.