Арланское (ID: 35784)

Источник информации: РГФ-23 (соответствует ПП_2021г.)+ПП_2023г.

Описание

Арланское нефтяное месторождение – одно из крупнейших в стране и самое крупное в Башкортостане. Его длина по контуру нефтеносности в терригенной толще нижнего карбона (ТТНК) составляет более 100 км, ширина - до 30 км (рис. 1). Нефтеносными являются пласты песчаников ТТНК (елховский, радаевский, бобриковский, тульский и алексинский горизонты визейского яруса), карбонаты турнейского яруса, верейского, каширского и подольского горизонтов московского яруса среднего карбона. Месторождение приурочено к обширной асимметрической антиклинали северо-западного направления. Ее юго-западное крыло - крутое (до 4°), северо-восточное - более пологое (до 1°). Амплитуда структуры по замкнутой изогипсе 1190 м составляет 90-100 м.

В ядре складки находится гигантский барьерный риф верхнедевонского (фаменского) возраста. По кровле ТТНК структура осложнена большим числом локальных поднятий меньших размеров и амплитуды. Их размеры различаются, но не превышают 1-5 км. Вверх по разрезу структура менее контрастная и в пермских отложениях практически нивелируется. Глубина залегания ТТНК – 1250-1300 м, регионально погружается с юга на север.

В разрезе ТТНК выделяются и четко коррелируются девять пластов песчаников: алексинский горизонт – пласт С0; тульский горизонт – пласты CI , CII, CIII, CIV0, CIV, CV и CVI0; бобриковско-радаевский горизонт - пласт CVI. Толщина пластов резко меняется от скважины к скважине. К числу основных и наиболее выдержанных по площади относятся пласты CII, CIII (на северной части месторождения) и CVI. Остальные пласты имеют меньшие толщины и более неоднородны. Песчаники характеризуются довольно высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) (табл. 1).

Толщина ТТНК колеблется от 33 до 150 м. Резкое ее увеличение приурочено к зонам глубокого размыва карбонатной толщи турнейского яруса. В отдельных скважинах известняки турнейского возраста размыты полностью, а образовавшиеся карстовые провалы заполнены мощной толщей терригенных отложений (рис. 1).

Рис. 1. Аномальный разрез ТТНК в зоне памокарстовой воронки в турнейских известняках

Вятская площадь Арланского месторождения в административном отношении находится на территории Каракулинского района Удмуртской Республики, в 40-45 км юго-восточнее г. Сарапул и в 15-20 км юго-западнее г. Камбарка (pис.2).

Рис. 2. Фрагмент ситуационной схемы размещения месторождений углеводородного сырья Удмуртской Республики

Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Глубокими скважинами на Вятской площади Арланского месторождении вскрыты осадочные образования рифейского, девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. Максимальная вскрытая толщина разреза 4516 м (рифей) в скв.7000 Арланского месторождения (за пределами Вятской площади). Породы кристаллического фундамента на месторождении не вскрыты.

Стратиграфическое разделение вскрытого геологического разреза отложений приводится в соответствии с "Решением Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы", 2002, 2005 гг.

В целом геологический разрез месторождения является типичным для северных районов ВУНГП.

Рифейская система представлена нижнем отделом, породами кырпинской серии.

На Вятской площади Арланского месторождения отложения кырпинской серии вскрыты скв.2 и представлены отложениями калтасинской свиты орьебашской подсерии. Вскрытая толщина отложений составляет 8м.

Кырпинская серия состоит из двух подсерий: прикамской и орьебашской.

Прикамская подсерия представлена тремя свитами: норкинской, ротковской и минаевской.

Норкинская свита представлена розовыми и серыми алевролитами, тёмно-красно-бурыми аргиллитами с подчинёнными прослоями песчаников, доломитов и мергелей. Вскрытая толщина подсвиты - 272м.

Ротковская свита - светло-розовые и кирпично-красные песчаники полевошпатово-кварцевого состава, реже кварцевые с прослоями аргиллитов. Толщина отложений подсвиты - 462м.

Минаевская свита представлена переслаиванием доломитов, мергелей, алевролитов, аргиллитов, реже песчаников. Все породы пёстроокрашенные, общей толщиной 277м.

Вскрытая толщина отложений прикамской подсерии более 1000м.

рьебашская подсерия представлена отложениями калтасинской свиты. Калтасинская свита разделена на саузовскую, арланскую и ашитскую подсвиты.

Саузовская подсвита - серые, светло-серые, розовато-серые, массивные, слоистые, органогенные доломиты с примесью глинистого и алевролитового материала.

Арланская подсвита подразделяется на нижний, средний и верхний горизонты.

Нижний горизонт сложен тёмно-серыми, тонкозернистыми доломитами и буровато-серыми алевролитами полевошпатово-кварцевого состава.

Средний горизонт представлен переслаиванием светло-серых, аркозовых алевролитов полевошпатово-кварцевого состава, тёмно-серых аргиллитов, серых и светло-серых, плотных, глинистых известняков.

Верхний горизонт состоит из серых, тонко- и мелкозернистых доломитов, с прослоями тёмно-серых аргиллитов общей толщиной 97м.

В целом толщина пород арланской подсвиты составляет 540м.

Ашитская подсвита сложена светло-серыми, средне- и крупнозернистыми доломитами. В нижней части подсвита прорвана габбро-диабазами.

Вендская система представлена породами бородулинской серии верхнего отдела.

Бородулинская серия V₂b состоит из двух свит кыквинской и верещагинской, представленных переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Отложения девонской система на Арланском месторождении относятся к среднему и верхнему отделам девона.

Средний отдел представлен отложениями воробьевского, ардатовского и муллинского горизонтов живетского яруса D₂g.

Воробьеский и ардатовский горизонты - карбонатно-терригенные породы (аналог ДIV) толщиной 6 - 11м.

Муллинский горизонт. В нижней части представлен мелкозернистыми песчаниками и алевролитами (DII), выше по разрезу тёмно-бурые и зеленовато-серые аргиллитами. Толщина горизонта 28-49м.

Верхний отдел представлен отложениями франского и фаменского ярусов.

Нижнефранский подъярус состоит из отложений пашийского и тиманского горизонтов.

Пашийский горизонт - песчаники светло-серые и зеленовато-серые, мелкозернистые (пласт DI), алевролиты зеленовато-серые.

Тиманский горизонт - аргиллиты зеленовато- и буровато-серые, с прослоями глинистых известняков в кровле.

Среднефранский подъярус представлен отложениями саргаевского и доманикого горизонтов.

Саргаевский горизонт - известняки, зеленовато- и тёмно-серые, неравномерно глинистые.

Доманиковый горизонт - известняки темно-серые почти черные, битуминозные, с прослоями сланцев.

Верхнефранский подъярус состоит из пород мендымского, воронежского, евлановского и ливенского горизонтов.

Мендымский горизонт - известняки коричневато-серые и тёмно-серые, неравномерно глинистые, с прослоями доломитов толщиной 37-43м.

Воронежский + евлановский + ливенский горизонты представлены известняками серыми и тёмно-серыми, глинистыми, местами доломитизированными. Верхняя граница - нечёткая.

Известняки светло-серые и серые, плотные, кристаллические, органогенные, с прослоями доломитов.

Заволжский надгоризонт – переслаивание известняков и доломитов. Известняки серые и светло-серые, органогенно-обломочные, рифогенные. Доломиты серые, коричневато-серые, тонко- и среднекристаллические. В верхней части отложения горизонта размыты.

НИЖНИЙ ОТДЕЛ (C₁)

Нижний отдел представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами.

Турнейский ярус C₁t – в основании представлен малевским и упинским горизонтами. Отложения сложены известняками серыми и светло-серыми, мелкокристаллическими и пелитоморфными. Толщина пять - 34 м, в эрозионно-карстовых зонах частично или полностью размыты. Венчают отложения яруса черпетский и кизеловский горизонты – сложенные известняками светло-серыми, органогенно-обломочными, пелитоморфными, мелкосгустковыми. В верхней части глинистыми и окремнелыми. Толщина горизонтов 0 - 52 м, т.к. на отдельных участках отложения размыты частично или полностью. В кровле горизонта залегает продуктивный пласт С₁t.

Визейский ярус C₁v представлен кожимским и окским надгоризонтами.

В основании кожимского надгоризонта залегают косьвинско-радаевские отложения, которые представлют собой пачку аргиллито-песчаных пород с линзовидными прослоями каменных углей (толщиной до 30 м). Песчаники светло-серые, мелко-зернистые, слабо глинистые. Алевролиты тёмно-серые, кварцевые, мелко- и разнозернистые, в разной степени углистые и глинистые. Аргиллиты тёмно-серые, чёрные, плотные, углистые, зачастую замещаются углями. Толщина отложений изменяется от 1,0 до 88 м.

Бобриковский горизонт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и углей. Песчаники светло-серые, серые, кварцевые, мелко- и средне-зернистые, хорошо окатанные. Нефтеносные песчаники (продуктивные пласты СV-VI₀, С-VI, С-VI’) коричневато-серые, коричневые, преимущественно мелкозернистые, хорошо отсортированные. Алевролиты светло-серые, кварцевые, разнозернистые, углистые разности тёмно-серые, нефтенасыщенные – бурые. Аргиллиты тёмно-серые, чёрные, гидрослюдистые, неравномерно углистые, с включениями пирита и растительными остатками. Толщина горизонта 4,0-43 м.

Окский надгоризонт – в основании представлен отложениями тульского горизонта, сложенного неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В горизонте выделено пять продуктивных пластов (СI-II, CIII, CIV₀-IV). Песчаники светло-серые, серые, кварцевые, мелко- и среднезернистые, глинистые, крепко-сцементированные, однородные и слоистые. Нефтеносные песчаники коричневато-серые, коричневые, преимущественно мелкозернистые, средне- и слабосцементированные, хорошо отсортированные. Алевролиты серые, тёмно-серые, кварцевые, разнозернистые, однородные, сильно глинистые, плотные, слоистые, хорошо отсортированные, со слабым неравномерным нефтенасыщением. Аргиллиты тёмно-серые, чёрные, гидрослюдистые, с раковистым изломом, слоистые, прослоями алевритистые. Толщина отложений горизонта 16-33 м.

В кровле окского надгоризонта залегают нерасчленённые отложения алексинско-михаловско-веневского возраста, характеризующийся чередованием терригенного и карбонатного разреза. Терригенная часть разреза залегает в основании горизонта. Представлена русловыми песками и кварцевыми песчаниками, серыми, зеленовато-серыми, в кровельной части глинистыми, алевритистыми, пористыми, рыхлыми. Средняя и кровельная часть горизонта сложена известняками и доломитами серыми и буровато-серыми, плотными, кристаллическими, трещиноватыми и кавернозными. Толщина нерасчлененных отложений 100-170 м.

Серпуховский ярус C₁s представлен доломитами с частыми прослоями известняков. Доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, с органогенными прослоями, неравномерно известковистые, в верхней части сильно кавернозные. Известняки светло-серые, органогенные, реже тонкокристаллические, плотные, пористые. Толщина отложений 90-125 м.

Средний отдел представлен башкирским и московским ярусами.

Башкирский ярус C₂b представлен известняками серыми и светло-серыми, плотными и пористыми, микрокристаллическими, прослоями органогенными. Толщина отложений 45-60 м.

Московский ярус C₂m включает в себя верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.

Верейский горизонт сложен переслаиванием известняков, мергелей, доломитов, аргиллитов. Основная масса известняков - серые и темно-серые, кристаллические и органогенные, последние часто пористые и кавернозные.

Мергели и доломиты тёмно-серые, зеленовато-серые. Аргиллиты тёмно-серые. Толщина отложений 48-50 м.

Каширский горизонт представлен известняками с прослоями доломитов. Известняки серые, коричневато-серые, органогенные, прослоями микро- тонкозернистые, с органогенным детритом, неравномерно доломитистые, прослоями неравномерно глинистые, плотные и пористые. Доломиты серые, тёмно-коричневато-серые, разнозернистые, реже с реликтовой органогенной структурой, прослоями известковистые, плотные и пористые, часто сульфатизированные, окремнелые.встречаются прослойки ангидрита. В нижней части каширского горизонта отмечаются тонкие прослойки аргиллитов.

В каширском горизонте к пластам К1, К2+3, К4 приурочены промышленные залежи нефти. Толщина отложений каширского горизонта 74-87 м.

Подольский горизонт представлен преимущественно известняками серыми и светло-серыми, кристаллическими, прослоями органогенными, плотными и пористыми. Встречаются прослои доломитов. В подольском горизонте к пластам П2, П3 приурочены промышленные залежи нефти. Толщина отложений подольского горизонта 36-42 м.

В интервале каширо-подольских отложений на глубине 800-850 м в разведочных скважинах отмечается аномально высокое пластовое давление, составляющее 9,75-10,28 МПа, значительно превышающее гидростатическое давление.

Мячковский горизонт представлен частым переслаиванием известняков и доломитов. Известняки серые и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, иногда доломитизированные, окремнелые, плотные и пористые. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, кристаллические, плотные и пористые. Толщина отложений мячковского горизонта 70-130 м.

Верхний отдел представлен чередованием прослоев известняков и доломитов. Известняки светло-серые и коричневато-серые, кристаллические и органогенно-обломочные, доломитизированные. Доломиты темно-серые и коричневато-серые, пелитоморфные и тонкокристаллические. Толщина 130-140 м.

НИЖНИЙ ОТДЕЛ (Р₁)

Нижний отдел представлен ассельским, сакмарским, артинским, кунгурским и уфимским ярусами.

Ассельский ярус P₁as представлен переслаиванием доломитов и известняков. Известняки серые и коричневато-серые, кристаллические, органогенные. Доломиты темно-серые, коричневато-серые, пелитоморфные и мелкокристаллические.Толщина 60-65 м.

Сакмарский ярус P₁sk представлен известняками серыми и буровато-серыми, кристаллическими и органогенно-обломочными с прослоями доломитов и ангидритов. Толщина 90-125 м.

Артинский ярус P₁ar и Кунгурский ярус P₁kg представлены известняками и доломитами светло-серыми и серыми, кристаллическими, органогенными с прослоями голубовато-серых ангидритов. Толщина 80-120 м.

Уфимский ярус P₁uf представлен переслаиванием известково-песчаных глин-красноцветов и коричневато-серых песчаников. Толщина 110-315 м.

На размытой поверхности нижнепермских отложений залегают осадки четвертичной системы, представленные супесями, суглинками и глинами толщиной от 0 до 30 м.

В 2001-2002 гг. в северо-восточной части Вятской площади Арланского месторождения с.п. 45/2001 проведены сейсморазведочные работы МОГТ-2D с целью поисков нефтеперспективных структур в каменноугольных отложениях. Всего отработано 13 профилей, проведены сейсморазведочные работы МОГТ-2D с целью поисков нефтеперспективных структур в каменноугольных отложениях. Всего отработано 6 профилей общей протяженностью 30.33 пог. км. Схема изученности сейсморазведочными работами представлена на рисунке 3.

Рис.3. Схема изученности Вятской площади Арланского месторождения

Промышленная нефтеносность на Вятской площади Арланского месторождения связана карбонатными отложениями верхней пачки турнейского возраста (пласт С₁t), терригенными отложениями бобриковского и тульского горизонтов визейского яруса нижнего карбона (пласты СI-II, CIII, CIVo-IV, CV-VIo, CVI, CVI’) и карбонатными отложениями каширского (пласты K1, K2+3, K4), подольского (пласты П2, П3) горизонтов московского яруса среднего карбона.

Предыдущий оперативный подсчет запасов по продуктивным отложениям визейского яруса выполнен в 2015 г. (протокол Роснедра № 03-18/62-пр от 18.11.15 г. ЭЗ № 438-15 оп от 20.10.2015 г.), по отложениям каширского и подольского горизонтов - в 2016 г. (протокол Роснедра 03-18/241-пр от 19.07.2016 г., ЭЗ № 122-16 оп от 31.05.2016 г.).

По турнейским продуктивным отложениям после утверждения запасов в 2000 г. (протокол ГКЗ №580 от 07.06.2000 г.), запасы не пересматривались.

Продуктивные пласты СI-II, CIII, CIVo-IV, CV-VIo тульского и CVI, CVI’ бобриковского горизонтов визейского яруса, также как и в предыдущем оперативном подсчете запасов 2015 г. (протокол Роснедра № 03-18/62-пр от 18.11.15 г. ЭЗ № 438-15 оп от 20.10.2015 г.) [18ф] объединены в единый подсчетный объект.

Продуктивные пласты П2, П3 подольского и K1, K2+3, K4 каширского горизонтов московского яруса среднего карбона также как и в предыдущем оперативном подсчете запасов 2016 г. (протокол Роснедра 03-18/241-пр от 19.07.2016 г., ЭЗ № 122-16 оп от 31.05.2016 г.) [19ф] объединены в единый подсчетный объект.

Ниже приводится характеристика выявленных залежей нефти месторождения сверху - вниз.

Нефтяная залежь подольских и каширских отложений среднего карбона

Нефтеносность подольских и каширскихотложений на Вятской площади Арланского месторождения установлена по данным керна, ГИС; промышленная нефтеносность на поисково-разведочном этапе была подтверждена при испытании в эксплуатационной колонне в скв.13А, 39, 295, 318, 319, где из продуктивных отложений получены притоки безводной нефти. Промышленная эксплуатации каширо-подольского объекта осуществляется с 1975 г.

Промышленные залежи нефти в каширо-подольских отложениях приурочены к пластам П2, П3 подольского горизонта и К1, К2+3, К4 каширского горизонта московского яруса среднего карбона, объединенных в единый подсчетный объект.

После оперативного подсчета запасов 2016 г. выполнены следующие дополнительные исследования:

– пробурены три горизонтальные скважины (скв.13703Г, 13705Г – с горизонтальным окончанием в пласте П3 (каширские пласты бурением не вскрыты); скв.13716Г - с горизонтальным стволом в пласте П3 и К1 (каширские пласты К2+3 и К4 бурением не вскрыты); все пробуренные скважины подтвердили нефтеносность каширско-подольских отложений;

– выполнено испытание в эксплуатационной колонне каширско-подольских отложенийв45скважинах, из них в 40скважинах получены промышленные притоки нефти;

- 14 скважин, в которых выполнено испытание в эксплуатационной колонне, где получены притоки нефти, находились на участках залежей с утвержденной категорией В₂, что позволяет в настоящем оперативном подсчете перевести запасы в категорию В₁;

- 26 скважин, в которых выполнено испытание в эксплуатационной колонне, где получены притоки нефти, находились за пределами контура залежи (в пределах утвержденной зоны замещения коллектора), что позволило в настоящем оперативном подсчете уточнить границы замещения коллектора, ограничивающие залежь, и увеличить площадь залежи;

- пять скважин (8398, 8435, 8402, 8514, 8743) в которых выполнено испытание в эксплуатационной колонне, где притока не получено, находились за пределами контура залежи (в пределах утвержденной зоны замещения коллектора), что не противоречит утвержденной модели залежи;

- с учетом полученных данных по результатам испытания скважин проведена переинтерпретация данных ГИС (Разд.5) каширо-подольских отложений, в результате которого в 185скважинах, находящихся в пределах ранее утвержденной зоны замещения коллектора, выделены нефтенасыщенные проницаемые пропластки, что позволило уточнить границы замещения и контуры залежи; в 110 скважинах, находящихся в пределах контура залежи, выделены дополнительные нефтенасыщенные проницаемые пропластки, что привело к уточнению объема нефтенасыщенных пород залежи.

Показатели линейных характеристик залежи нефти каширско-подольских отложений представлены в таблице 2.

Характеристика залежи пластов П2, П3, К1, К2+3, К4 каширского и подольского горизонтов

Нефтяная залежь пластов П2, П3, К1, К2+3, К4 каширского и подольского горизонтов.Нефтеносность залежи установленав1490скважинах.В 220 скважинах пласты П2, П3, К1, К2+3, К4представлены непроницаемыми породами, образуя зоны отсутствия коллектора, ограничивающие залежь нефти (Граф.5, 7, папка 1).

Промышленная нефтеносность установлена по результатам испытания в эксплуатационной колонне в 46 скважинах, где получены промышленные притоки нефти дебитом от 1,1 до 7,2 м³/сут (Прил.2, кн.2) и подтверждена результатами эксплуатации каширо-подольского объекта.

Эксплуатация залежи проводилась в 830скважинах с начальными дебитами нефти в среднем от 2,0 до 7,0 т/сут.

В пределах залежи нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 0,6 м до 25,8 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 3,7 м .

Тип залежей – пластовый сводовый, литологически ограниченный.

Нефтяная залежь визейских отложений нижнего карбона

В отложениях визейского яруса нижнего карбона промышленная нефтеносность приурочена к пластам СI-II, CIII, CIVo-IV, CV-VIo тульского CVI, CVI’ бобриковского горизонтов визейского яруса. Перечисленные пласты являются одним объектом разработки, ВНК по пластам принят единым на отметке -1191,0+2,5 м и также как и в предыдущем оперативном подсчете запасов 2015 г. (Протокол Роснедр № 03-18/762-пр от 18.11.2015 г., ЭЗ №438-15 оп от 20.10.2015 г.) объединены в единый подсчетный объект.

После оперативного подсчета запасов (2015 г) со вскрытием визейских отложений пробурено одна оценочная (8764ОЦ); выполнено углубление пяти эксплуатационных скважин (13510, 13494, 13481, 8907, 8151), пробуренных ранее на отложения среднего карбона; пробурены боковые стволы в ранее пробуренных скв.6432, 8291 (6432БГС, 8291БС, соответственно). Результаты нового бурения практически не противоречат утвержденной модели, принятым ВНК и площади нефтеносности залежи; произошли небольшие уточнения структурного плана и карты нефтенасыщенных толщин, что привело к небольшому уточнению объема нефтенасыщенных пород. Кроме данных бурения новых скважин, в настоящем оперативном подсчете запасов использовались результаты сейсморазведочных исследований МОГТ-2D, проведенных на прилегающих на северо-западе к Вятской площади Арланского месторождения территориях с.п.14/07 и их комплексной интерпретации с учетом работ МОГТ-2D с.п. 2/94-99 [21ф]. В результатах этих работ [21ф] констатировалось, что Хлыстовская структура согласно структурным построениям по отложениям среднего и нижнего карбона, является северо-западной переклиналью Вятской площади Арланского месторождения. Исходя из глубокого анализа всего геолого-геофизического материала (сейсмические разрезы, структурные карты ОГ II, ОГ IIб, ОГ I, данные скважин Вятской площади Арланского месторождения) подтверждается утверждение, что Хлыстовское поднятие по отложениям карбона является продолжением Арланского месторождения (Граф.3, 4, 4а, папка 1, Разд.5). По продуктивным пластам визейского яруса нижнего карбона Хлыстовское поднятие и Вятская площадь Арланского месторождения объединяются единым контуром нефтеносности. В связи с этим, в настоящем оперативном подсчете запасов Хлыстовское поднятие и Вятская площадь Арланского месторождения по продуктивным отложениям визейского яруса объединены в единую залежь.

Показатели линейных характеристик залежи нефти визейских отложений представлены в таблице 3.

Характеристика залежи пластовСI-II, CIII, CIVo-IV, CV-VIo, CVI, CVI’ визейского яруса

Нефтяная залежь пластов СI-II, CIII, CIVo-IV, CV-VIo, CVI, CVI’визейского яруса. Нефтеносность залежи установлена в1186скважинах.

Промышленная нефтеносность установлена по результатам испытания в эксплуатационной колонне в 22 скважинах, где получены промышленные притоки нефти дебитом от 1,6 до 68,1 м³/сут и подтверждена результатами эксплуатации визейского объекта .

ВНК залежи принят на отметке -1191,0+2,5 м (на уровне ранее утвержденного).

В пределах залежи нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 0,7 м до 30,1 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 5,9 м.

Эксплуатация залежи осушествляется в 1124скважинах с начальными дебитами нефти в среднем от 5,0 т/сут до 20,0 т/сут.

На западе и на востоке залежь нефти Вятской площади Арланского месторождения не имеет естественных границ и граничит, соответственно, с Ельниковским месторождением и Николо-Березовским участком Арланского месторождения. Граница залежи нефти Вятской площади Арланского месторождения в этой части проведена в соответствии с границей лицензии ИЖВ № 12629 НЭ от 01.09.2004 г. На северо-западе участок залежи выходит за пределы ЛУ 12629 НЭ ООО «Белкамнефть» и находится в нераспределенном фонде недр и небольшой участок находится в пределах ЛУ ИЖВ 00134 НЭ ОАО «Удмуртнефть».

Нефтяные залежи турнейских отложений нижнего карбона

В отложениях турнейского яруса нижнего карбона промышленная нефтеносность приурочена к пласту С₁t. Всего выявлено 10 залежей нефти, которые имеют на ранее утвержденных подсчетных планах и на подсчетных планах настоящего оперативного подсчета запасов №№ 1, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 13

Все залежи турнейского яруса находятся в нераспределенном фонде недр. В связи с тем, что после утверждения запасов в 2000 г. (протокол ГКЗ №580 от 07.06.2000 г.), по турнейским отложениям дополнительные геолого-геофизические исследования, влекущие за собой изменение представлений о геологическом строении и подсчетных параметрах не проводились, строение залежей не пересматривалось.

Показатели линейных характеристик залежей нефти турнейских отложений представлены в таблице 4.

Нефтяная залежь 1 пласта С₁t турнейского яруса. Залежь вскрыта 11 скважинами. На юге залежи, в скв.8706, 8719 пласт представлен плотными непроницаемыми породами, образуя локальную зону замещения коллектора, ограничивающую залежь.

Нефтеносность установлена только по данным ГИС. Пласт не испытан.

ВНК залежи принят на уровне ранее утвержденного - на отметках -1195,4 м – по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.8564 и -1193,9 м - по кровле водонасыщенной части пласта в скв.8582.

В пределах залежи нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 1,6 м до 5,3 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 3,2 м (Табл.13.1).

Тип залежи – пластовый сводовый, литологически ограниченный.

Нефтяная залежь 4 пласта С₁t турнейского яруса.Залежь вскрыта 44 скважинами. На западе залежь ограничена плотными терригенными породами зоны вреза.

Промышленная нефтеносность установлена по результатам испытания в колонне в скв. 8590, где из интервала с отметками -1182,5-1191,4 м получен промышленный приток нефти дебитом 1,6 м³/сут с небольшим дебитом воды (0,3 м³/сут) при ∆Р=2,9 МПа. В скв.6472 из интервала с отметками -1180,3-1190,0 м получен приток безводной нефти.

ВНК залежи принят на уровне ранее утвержденного на отметках – 1195,9 м – по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв. 6479 и -1194,0 м - по кровле водонасыщенной части пласта в скв.6626.

Эксплуатация залежи осушествлялась в период 1977-1995 гг. (до начала лицензирования) в скв. 6472, 8590 с начальными дебитами нефти 6,3 т/сут и 1,7 т/сут.

В пределах залежи нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 1,5 м до 5,5 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 3,7 м.

Тип залежи – пластовый сводовый, стратиграфически ограниченный.

Таблица 4. Характеристика залежей турнейского яруса

Нефтяная залежь 5 пласта С₁t турнейского яруса.Залежь вскрыта тремя скважинами. Залежь практически ограничена плотными породами зоны вреза.

Нефтеносность установлена только по данным ГИС. Пласт не испытан.

ВНК залежи принят на уровне ранее утвержденного на отметке – 1195,3 м – по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.8204.

В пределах залежи нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 1,2 м до 5,2 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 3,6 м (Табл.13.1).

Тип залежи – пластовый сводовый, стратиграфически ограниченный.

Нефтяная залежь 6 пласта С₁t турнейского яруса. Залежь вскрыта девятью скважинами.

Нефтеносность установлена только по данным ГИС. Пласт не испытан.

ВНК залежи принят на уровне ранее утвержденного на отметках – 1195,8 м – по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.6636 и -1194,6 м - по кровле водонасыщенной части пласта в скв.6612.

В пределах залежи нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 1,1 м до 4,2 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 2,8 м (Табл.13.1).

Нефтяная залежь 7 пласта С₁t турнейского яруса. Залежь вскрыта шестью скважинами. С запада залежь ограничена плотными терригенными породами зоны вреза.

Нефтеносность установлена только по данным ГИС. Пласт не испытан.

ВНК залежи принят на уровне ранее утвержденного на отметках – 1195,2 м – по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.6605 и -1194,8 м - по кровле водонасыщенной части пласта в скв.8598.

В пределах залежи нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 1,0 м до 4,6 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 3,3 м (Табл.13.1).

Тип залежи – пластовый сводовый, стратиграфически ограниченный.

Нефтяная залежь 8 пласта С₁t турнейского яруса. Залежь вскрыта 12 скважинами.

Промышленная нефтеносность установлена по результатам испытания в колонне в скв. 8550, где из интервала с отметками -1186,6-1193,4 м получен промышленный приток нефти дебитом 4,0 м³/сут с водой дебитом (1,6 м³/сут).

ВНК залежи принят на уровне ранее утвержденного на отметках – 1195,9 м – по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.6769 и -1194,7 м - по кровле водонасыщенной части пласта в скв.6790.

Эксплуатация залежи осушествлялась в период в 1985-1995 гг. (до начала лицензирования) в скв. 8550 с начальным дебитом нефти 3,3 т/сут(Граф.13, папка 1).

В пределах залежи нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 0,8 м до 4,8 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 2,8 м (Табл.13.1).

Нефтяная залежь 9 пласта С₁t турнейского яруса. Залежь вскрыта тремя скважинами. В скв.6696 пласт представлен непроницаемыми породами, образуя локальную зону замещения коллектора, ограничивающую залежь.

Промышленная нефтеносность установлена по результатам испытания в колонне в скв. 6718, где из интервала с отметками -1182,3-1189,0 м получен приток нефти дебитом 0,9 т/сут.

ВНК залежи принят на уровне ранее утвержденного на отметках – 1193,9 м – по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.6717 и -1193,4 м - по кровле водонасыщенной части пласта в скв.6716.

Эксплуатация залежи осуществлялась в период в1976-1978 гг. (до начала лицензирования) в скв. 6718 со средним дебитом нефти 0,7 т/сут(Граф.13, папка 1).

В пределах залежи нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 4,0 м до 4,9 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 3,1 м (Табл.13.1).

Тип залежи – пластовый сводовый, литологически ограниченный.

Нефтяная залежь 10 пласта С₁t турнейского яруса. Залежь вскрыта четырьмя скважинами.

Нефтеносность установлена только по данным ГИС. Пласт не испытан.

ВНК залежи принят на уровне ранее утвержденного - на отметках -1196,5 м – по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.6800 и -1195,3 м - по кровле водонасыщенной части пласта в скв.6433.

В пределах залежи нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 1,9 м до 5,4 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 2,5 м (Табл.13.1).

Нефтяная залежь 11 пласта С₁t турнейского яруса. Залежь вскрыта двумя скважинами.

Нефтеносность установлена только по данным ГИС. Пласт не испытан.

ВНК залежи принят на уровне ранее утвержденного на отметках – 1193,4 м – по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.8981 и -1193,1 м - по кровле водонасыщенной части пласта в скв.8980.

В пределах залежи нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 3,9 м до 4,2 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 2,6 м (Табл.13.1).

Нефтяная залежь 13 пласта С₁t турнейского яруса. Залежь вскрыта тремя скважинами.

Нефтеносность установлена только по данным ГИС. Пласт не испытан.

ВНК залежи принят на отметке – 1195,6 м – по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.7592.

В пределах залежи нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 1,8 м до 3,6 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 2,3 м (Табл.13.1).

Максимальные проектные уровни в целом по месторождению*:

*допустимое отклонение фактической годовой добычи нефти, действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин, ввода новых скважин от проектных показателей устанавливаются пунктом 5 Правил разработки месторождений углеводородного сырья, утвержденных приказом Минприроды России от 14.06.2016 г. № 356.

- выделение трех объектов разработки: ТТНК (С₁v визейские, пласты С-I, С-II, C-III, C-IV, C-IV’, C-V, C-VI, C-VI’), КПО (С₂ks-C₂pd каширские, подольские, пласты П₃, П₂, К₁, К₂, К₄), С₁t.

- cистема разработки: Объект ТТНК – очагово-избирательная система заводнения, квадратная сетка с расстоянием между скважинами 350 м; объект КПО – очагово-избирательная система заводнения, квадратная сетка с расстоянием между скважинами 283 м, с уплотнением путём приобщения и перевода скважин с ТТНК; объект С₁t – естественный режим, избирательная система разработки;

- общий фонд скважин – 1697, в том числе: 1239 добывающих (в т.ч. восемь горизонтальных), нагнетательных – 432, поглощающих – четыре, водозаборных – 22;

- фонд скважин для бурения – 14, в том числе 11 добывающих (в т.ч. горизонтальных три) и три нагнетательных;

- бурение 39 боковых стволов и одного бокового горизонтального ствола;

- перевод 87 скважин в добычу и 29 скважин в закачку с объекта ТТНК на объект КПО;

- перевод двух скважин с объектов КПО и ТТНК на объект С₁t;

- применение компоновок ОРД в 46 скважинах между объектами и в 14 скважинах между промежуточными пластами объекта ТТНК;

- применение компоновок ОРЗ в 10 скважинах между объектами и в 14 скважинах между промежуточными пластами объекта ТТНК;

- накопленная добыча нефти по категории АВ₁+В₂ – 101331 тыс. т. (в т.ч. по категории АВ₁ – 100137 тыс.т.);

- Достижение КИН в целом по месторождению – 0,530 по категории запасов нефти АВ₁, в том числе по объектам:

	КИН	Кохв	Квыт
ТТНК	0,546	0,796	0,686
КПО	0,485	0,818	0,593
С₁t	0,097	0,206	0,470

Источник: Арланскому нефтяному месторождению 50 лет. К.С. Баймухаметов, К.Х. Гайнуллин, 2005.

Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа Вятской плошай Арланского месторождения Удмуртской Республики. Р.З. Юсупова, Е.В. Волокитина. Ижевск, 2020

добычи нефти	– 1640,6 тыс. т (2016 г.)
добычи жидкости	– 32247,9 тыс. т (2017 г.)
закачки воды	– 27864,8 тыс. м³ (2017 г.)
добычи растворенного газа	– 24,9 млн.м³ (2016 г.)
использование растворенного газа	– 95 %

Месторождение: Арланское (ID: 35784)

Свойства

Описание

НИЖНИЙ ОТДЕЛ (C₁)

НИЖНИЙ ОТДЕЛ (Р₁)

Месторождение: Арланское (ID: 35784)

Свойства

Описание

НИЖНИЙ ОТДЕЛ (C1)

НИЖНИЙ ОТДЕЛ (Р1)

НИЖНИЙ ОТДЕЛ (C₁)

НИЖНИЙ ОТДЕЛ (Р₁)