Арланское нефтяное месторождение: где находится и запасы

Где находится Арланское нефтяное месторождение?

Арланское нефтяное месторождение расположено в северо-западной части Бирской седловины. Разрез месторождения представлен мощной толщей терригенных осадков бавлинской свиты, среднего и верхнего девона. Начиная с верхов фаменского яруса развиты два типа разрезов — шельфовый карбонатный и депрессионный терригенный.

Арланское нефтяное месторождение — одно из крупнейших в стране и самое крупное в республике.

Арланское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в стране и самым большим в республике. Расположено оно на крайнем северо-западе Башкортостана и частично — в Удмуртской республике.

Нефтеносными являются песчаники ТТНК, а также карбонатные отложения нижнего ( турнейский ярус) и среднего ( московский ярус) каменноугольного возраста.

Арланское нефтяное месторождение, являющееся одним из крупнейших в стране, было открыто в 1955 г. в северо-западной части Башкирии.

Оно включает в себя три большие площади. Северозападным продолжением его является Вятская площадь, расположенная в Удмуртской АССР. Геологический раз рез представлен в основном палеозойскими отложениями общей-мощностью 1900 м, залегающими на размытой поверхности бавлинских осадков.

Арланское нефтяное месторождение было открыто в 1955 г. в северо-западной части Башкирской АССР. Оно включает три обширные нефтеносныетиющади: Арланскую, Новохазинскую и Николо-Березовскую. Северо-западным продолжением его является Вятская площадь, расположенная в Удмуртской АССР. Геологический разрез представлен палеозойскими отложениями общей мощностью 1900 м, залегающими на размытой поверхности бавлинских осадков.

Арланское нефтяное месторождение расположено в северо-западной части Бирской седловины. Общая вскрытая мощность осадочного покрова на месторождении составляет более 3 км, при этом на долю бавлинских отложений приходится свыше 1 2 км.

Башкирская нефтяная жемчужина

Арланское нефтяное месторождение, открытое в 1957 году в Башкортостане, — одно из крупнейших месторождений Российской Федерации по запасам нефти. Оно введено в эксплуатацию в 1958 году. В последующие годы вводились поочередно: Саузбашевское ( 1967 г.), Калегинское ( 1980 г.), Кувакинское ( 1986 г.), Вениаминовское ( 1988 г.) нефтяные месторождения.

Арланское нефтяное месторождение вступило в завершающую стадию разработки, поэтому для снижения темпов падения добычи нефти большое значение приобретает повышение эффективности научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, направленных на создание новейших технологий разработки нефтяных месторождений, экологически безопасных методов добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

Арланское нефтяное месторождение — находится в С. Приурочено к брахиантиклиналь-ной складке платформенного типа, сложенной породами палеозоя.

Арланское нефтяное месторождение  расположе-нов 125км от Уфы. По запасам нефти относится к уникальным.

Арланское нефтяное месторождение было открыто в 1955 г. в северо-западной части Башкирской АССР. Оно включает три обширные нефтеносные площади: Арланскую, Новохазинскую и Николо-Березовскую. Северо-западным продолжением его является Вятская площадь, расположенная в Удмуртской АССР. Геологический разрез представлен палеозойскими отложениями общей мощностью 1900 м, залегающими на размытой поверхности бавлинских осадков.

Площадь Арланского нефтяного месторождения в отличие от большинства месторождений Волго-Уральской области, приуроченных к терригенной толще нижнего карбона, характеризуется значительными размерами.

Даже такие относительно крупные месторождения, как Мухановское, Покровское ( Куйбышевская область), Ло-бановское, Куединское ( Пермская область), Манчаровское ( Башкирская АССР) могут быть сопоставлены лишь с отдельными его участками.

Площадь Арланского нефтяного месторождения в отличие от большинства месторождений Вол го — Уральской области, приуроченных к терригенной толще нижнего карбона, характеризуется значительными размерами.

В условиях Арланского нефтяного месторождения ежегодно бурится до 30 — 40 скважин с промывкой технической водой или водным раствором ПАВ. Это приводит к ряду осложнений, таких как недоподъем цементного раствора и оставление большого цементного стакана в колонне, порыв обсадных колонн и др. При цементировании скважин, пробуренных в идентичных геолого-технических условиях на качественном глинистом растворе, такие осложнения возникали значительно реже.

На этом основании сделано предположение о том, что главной причиной нарушения технологического процесса является значительное отфильтрование воды из цементного раствора в проницаемые пласты, не защищенные качественной глинистой коркой.

Арланское нефтяное месторождение: общие сведения

Арланское нефтяное месторождение одно из крупнейших в стране и самое крупное в республике.

Оно расположено на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в пределах Удмуртии. Начальные геологические запасы месторождения составляли более миллиарда тонн, а размеры более 100 в длину и до 30 км в ширину.

Месторождение занимает обширную территорию северо-западной части республики Башкортостан. Почти вся эта территория является низменностью, приуроченной к долинам рек Кама и Белая. Восточная часть площади месторождения холмистая, западная — является широкой долиной реки Белой, лишь северная часть (Вятская площадь) — приподнятая. Геологические исследования района начались в конце 19 века. В конце 30-х годов на территории месторождения проводили геофизические исследования: магнитометрию, гравиразведку.

В 1949 году проводили электроразведку.

Каких-либо существенных результатов, с точки зрения подготовки площадей и структур под глубокое бурение, получено не было. В 1946 году на территории месторождения были начаты детальные геологические исследования силами объединения «Башнефть».

В первые годы работ выявлена Акинеевская структура. В конце 40-х годов были выявлены Вятское поднятие и небольшая антиклинальная структура, названная Крым-Сарайской. Одновременно проводили структурно-поисковое бурение.

В1954 году из ТТНК получена первая нефть и открыта Вятская площадь. Глубокие структурно-поисковые скважины бурились на ТТНК (Терригенная толща нижнего карбона), поисково-разведочные — в основном на терригенном девоне.

Арланское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в России и самым большим в Республике Башкортостан.

Расположено оно к северо-западу от г. Уфы на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в Удмуртии. Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954г., в разработку введено в 1958г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская. Разрабатывается АНК “Башнефть” в рамках НГДУ “Арланнефть”, “Южарланнефть” (Новохазинская площадь), “Чекмагушнефть” (Юсуповский участок Новохазинской площади) и ОАО “Белкамнефть” (Вятская площадь).

В административном отношении месторождение расположено на территориях Краснокамского и Дюртюлинского районов Башкортостана и Каракулинского района Удмуртской Республики.

В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р. Белой и р. Кама.

Район месторождения протяженностью 120 км промышленно обустроен, центр г. Нефтекамск. При разработке учитывалось, что пойменные участки рек Кама и Белой подлежат затоплению, в связи со строительством Нижнекамской ГЭС.

Ожидаемый подъем уровня воды в р. Кама — до отметки 66-68 м. По р. Белой территория защищена дамбами-дорогами и производится бурение наклонно-направленных и скважин-дублеров для выработки запасов. По р. Кама (Вятская площадь) принят вариант строительства скважин со спецоснований. Имеются охранные зоны в районе г. Нефтекамска, рабочего поселка и Камского водозабора.

Основные населенные пункты по территории месторождения: г. Нефтекамск, д. Николо-Березовка, Ташкиново, Сосновка, Арлан, Ашит, Ново-Нагаево, Шушнур, Шарипово, Ангасяк, Куяново, Юсупово, Кухтино, Сухарево.

Территорию месторождения пересекает железная дорога Янаул-Нефтекамск. Основные населенные пункты по территории месторождения: г. Нефтекамск, д. Николо-Березовка, Ташкиново, Сосновка, Арлан, Ашит, Ново-Нагаево, Шушнур, Шарипово, Ангасяк, Куяново, Юсупово, Кухтино, Сухарево.

Арланское нефтяное месторождение

Территорию месторождения пересекает железная дорога Янаул-Н Пластовая вода после очистных сооружений используется в системе заводнения. Закачка воды осуществляется в основном кустовыми насосными станциями.

Геолого-физическая характеристика месторождения

Арланское нефтяное месторождение — одно из крупнейших в России.

В него входят четыре площади (с юга на север): Новохазинская, Арланская, Николо-Березовская и самая северная — Вятская. В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти приуроченных к наиболее приподнятым участкам залегания турнейских известняков, представленных чередованием органогенно-шламовых разностей.

Дебиты скважин из турнейских известняков небольшие, в среднем 0.8 — 5.2 т/сут нефти.

Терригенная толща нижнего карбона (ТТНК) стратиграфически соответствует елховскому, на отдельных участках радаевскому, бобриковскому и частично тульскому горизонтам визейского яруса. Представлена она темно-серыми аргиллитами и светло-серыми и бурыми алевролитами и песчаниками. Песчаники и алевролиты, являющиеся коллекторами нефти, имеют кварцевый состав и обычно слабо или средне сцементированы.

Всего насчитывается до шести — восьми пластов (нефтенасыщенными являются верхние шесть — семь пластов).

Общая толщина песчаников от 2 до 57 м. Нижний (СVI) нефтенасыщенный пласт наиболее мощный (до 12 м) относится к бобриковскому горизонту. Остальные пласты (от V до I) стратиграфически приурочены к тульскому горизонту. Наиболее широко развит на территории месторождения II пласт. Пласты I, III, IV, V представлены линзами и линзовидными прослоями.

В строении Арланского Нефтяного месторождения принимает участие отложения от четвертичного, третичного и пермского возраста выходящая на поверхность до наиболее древних отложений Бавлинской свиты, частично пройденных глубокими разведочными скважинами.

Максимальная мощность осадочная мощность осадочных пород равна 3005 м была вскрыта скважина № 36 на Арланской площади. Геологический разрез девонских месторождений и каменноугольных отложений представлен в основном карбонатными породами, а терригенные отложения имеют значительно меньшую мощность.

Каменноугольные отложения — представлен Турнейским ярусом, в основании залегает заволжский горизонт представленный известняками с прослойкой доломитов и примазками зеленой глины.

Терригенная толща нижнего карбона. Литологический состав представлен песчано-глинистыми и алевролитовыми породами с большим количеством включения пирита и обуглившихся растительных остатков с прослоями глинистых сланцев, углей, известняков.

Тульский горизонт представлен терригенно-карбонатными породами.

Серпуховский надгоризонт представлен доломитами с прослоями известняков, с включением гипса и ангидрита. Намюрский ярус представлен толщей доломитов, с прослоями доломитизированных известняков. Средний карбон. Башкирский ярус. Сложен известняками с остатками водорослей фораминиферовами с примазками глины. Московский ярус. Вирейский горизонт представлен переслаиванием известняков и аргиллитов, среди которых встречаются подчиненные прослоем мергелей, аревролитов, редко песчаников и доломитов.

Каширский горизонт сложен из известняков и доломитов, с редкими прослоями мергеля и тонкими примазками аргиллитов.

Подольский горизонт представлен известняками с незначительной прослойкой доломитов.

Мячковский горизонт сложен известняками, плотными, крепкими, доломитизированными, встречаются прослои доломитов. Верхний карбон представлен чередованием известняков с доломитами. Пермские отложения. Нижняя часть. Сакмарский ярус — сложен известняками плотными, крепкими. Артинский ярус — представлен чередованием доломитов и известняков плотными, крепкими, кристаллическими, сульфатизированными, иногда глинистыми.

Кунгурский ярус- сложен органогенно-карбонатными отложениями. В основании залегают два прослоя ангидритов, расчленённые прослоем доломитов.

Верхняя пермь представлена известняковатыми глинами, алевролитовыми, плотными, в нижней части загипсованными, прослоями песчаниками.  Третичные отложения сложены серыми и коричневато-серыми глинами с прослоями серых песков. Четвертичные отложения представлены в основном аллювиальными отложениями Камы и Белой.

Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

В связи с плохой сортировкой обломочного материала и своеобразными текстурно-структурными особенностями пород коллекторские свойства невысокие.

Пористость обычно не превышает 13 — 16 %, лишь изредка отмечаются цифры 20 — 24 %, проницаемость колеблется от 0.005 до 0.600 мкм2, редко 0.830 — 4.260 мкм2.

Пласт СII относится к числу наиболее развитых пластов. Он довольно неоднороден, песчаники часто замещаются алевролито-глинистыми разностями пород.

В разрезе отдельных скважин пласт СII глинистыми породами расслаивается на 2 прослоя, с толщиной каждого из них до 1.5, реже 2 м. В распределении толщин пласта СII в северо-западной части месторождения отмечается тенденция к увеличению ее значений с северо-запада на юго-восток.

Породы пласта представлены, в основном, песчаниками мелкозернистыми, иногда с примесью зерен среднезернистой фракции. Песчаники местами алевритистые, глинистые. Ввиду неоднородности литологического состава коллекторские свойства пласта очень непостоянные: пористость изменяется от 8 до 28 %, проницаемость от 0.010 до 6.300 мкм2.

Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

Характерным для нефтей терригенных отложений нижнего карбона Арланского месторождения является низкий газовый фактор 13 — 18 м3/т, некоторые пробы нефти имеют газовый фактор от 12,0 до 20,3 м3/т и высокое содержание азота, которое объясняет высокое значение давления насыщения при общей низкой газонасыщенности.

Исследования поверхностных нефтей показали, что нефти терригенных отложений нижнего карбона тяжелые, вязкие. По химическому составу нефти высокосернистые, высокосмолистые, парафинистые. Содержание серы 2 — 4 %, парафина 3 — 4.5 %, смол 14.2 — 20.0 %, асфальтенов 4.2 — 8.9 %.

Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппы.

В солевом составе вод преобладают хлориды натрия и калия, образующие первую соленость. Воды замкнутых участков как по пласту СII, так и по пласту СVI, а также связанные воды являются рассолами, из которых может образоваться твердый осадок. Законтурные воды на Арланской и Ново-Хазинской площадях отличаются лишь по средним значениям плотности и очень близки по своим основным гидрохимическим показателям.

Подошвенные воды имеют некоторое различие на отдельных площадях, но в общем близки между собой.

Резко отличаются по характеристике воды, отобранные в пределах замкнутых участков внутри залежи (застойные воды) СVI Ново-Хазинской площади. По сравнению с водами законтурными, подошвенными и даже водами замкнутых участков Арланской площади они характеризуются повышенными значениями плотности, минерализации, содержанием сульфат-ионов.

Попутные газы Арланского месторождения — жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции.

В углеводородной части газа преобладающими являются этан и пропан для Вятской и Николо-Березовской площадей; метан и пропан для Арланской и Ново-Хазинской площадей. Характерным для Арланского месторождения является высокое содержание азота в попутном газе. Наряду с обычным исследованием состава газа, газ исследовался на содержание редких компонентов: гелия и аргона. Содержание газа в водах терригенной толщи составляет 190 — 250 см3/л. В составе газов концентрация азота 84 — 90 %, метана 6 — 12 %, этана 2.4 — 2.5 %, тяжелых углеводородов 2.5 — 2.7 %, углекислого газа 0.3 — 1.5 %.

Запасы нефти, газа и конденсата

На Арланском месторождении продуктивными являются 4 толщи — известняки турнейского яруса, пласты песчаников терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) (включая алексинский горизонт), карбонатные коллекторы московского яруса (каширский и подольский горизонты) и пласт известняка верейского горизонта.

Продуктивность этих толщ, равно как и запасы, сильно различаются. Различна и их изученность. Если ТТНК исследована достаточно полно, то остальные объекты — в гораздо меньшей степени. Если исключить небольшую залежь в верейском горизонте Новохазинской площади, то залежи турнейского яруса меньше всего подготовлены к разработке. Степень изученности объектов определялась их промышленной ценностью.

На стадии поисково-разведочных работ производили оперативную оценку запасов в пределах разведанной площади.

Как правило, при этих оценках использовали суммарную толщину всех пластов, а подсчетные параметры определялись как средние, без деления по пластам.

Такой прием в те годы был обычным и больших сомнений не вызывал. В связи с тем, что обширную территорию месторождения разведывали по отдельным участкам, находящимся на значительном расстоянии друг от друга, а также поэтапной разведке отдельных площадей со значительным различием во времени, первоначально считалось, что открывали самостоятельные месторождения: Арланское, Вятское, Николо-Березовское, Уртаульское, Новохазинское и т.д. Поэтому первые подсчеты запасов производили по месторождениям, не связанным друг с другом.

В связи с недостатком первичной информации некоторые параметры принимали по аналогии или ориентировочно.

Первая работа по подсчету запасов Арланской площади выполнена В. С. Виссарионовым в 1957 г. При этом считалось, что эта площадь является самостоятельным месторождением.

Подсчет был выполнен для технологической схемы разработки, составленной И. Г. Пермяковым. В результате разведочных работ 1957—1958 гг. были получены новые данные, существенно изменившие представления о геологическом строении месторождения. В связи с этим БашНИПИнефти было поручено произвести пересчет запасов Арланского месторождения.

Эту работу в 1958—1959 гг. выполнили А. В. Копытов и А. Д. Надежкин. На это время было пробурено 83 скважины: в 59 — получен приток нефти из ТТНК, в 9 — из каширо-подольских отложений и в 2 скважинах — из турнейского яруса.