Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1954
Источник информации: ПП_2020+РГФ_2021г.+ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 88.22 км²
Орьебашское нефтяное месторождение
Открыто в 1954 г. Введено в разработку в 1958 г. Расположено на крайнем северо-западе Башкирского свода в зоне сочленения с Верхнекамской впадиной. Приурочено к серии ку- половидных поднятий, разделенных прогибами и седловинами (рис. 1). Эти структуры связаны с франско-фаменскими рифами. По терригенному девону фиксируется поднятие овальной формы. Нефтеносны песчаники ДП и ДІ, ТТНК и известняки турнейского яруса (кизеловский горизонт), а также среднего карбона (башкирский ярус, верейский и каширский горизонты московского яруса).
Рис. 1. Орьебашское месторождение. Карта контуров залежей ТТНК. Геологический профиль
В терригенном девоне коллекторами являются сильно глинистые, уплотненные песчаники. Мощность пластов достигает 6,0 м. Проницаемость песчаников низкая (0,15 мкм2).
Выявлено три небольших залежи в линзах песчаников. Мощность нефтенасыщенных коллекторов чаще составляет 1,5-2 м. Начальное пластовое давление 19,1 МПа.
Турнейские известняки нефтенасыщены только на своде основной структуры. Мощность проницаемых прослоев достигает 8 м, хотя в большинстве скважин не превышает 4-х. ВНК -1210 м. Залежь массивная, полностью подстилается подошвенной водой. Высота этажа нефтеносности 24 м.
ТТНК представлен шестью пластами песчаников (C-II, C-IVo: C-IV, C-V, C-VIo и C-VI). Песчаники различной отсортированности и глинистости. В зонах размыва пласт СVI налегает на турнейские известняки. Коллекторские и фильтрационные свойства песчаников сильно различаются по пластам и площади. Пористость колеблется от 14 до 26%, проницаемость достигает нескольких мкм2. В пласте С-II выявлены зоны раздува мощностей в виде узких и протяженных рукавообразных линз. Мощность песчаников в таких зонах резко увеличивается по сравнению с прилегающими участками.
Все пласты разделены между собой непроницаемыми пластами аргиллитов. Размеры залежей, их запасы и фильтрационные свойства коллекторов сильно различаются.
В пласте C-VI насчитываются 12 самостоятельных, в основном мелких залежей, причем на значительной части их площадей они подстилаются подошвенной водой. ВНК на отметке -1208 м. Залежи пластовые, сводовые, с заметным влиянием литологического фактора (замещение и выклинивание песчаников). Начальное пластовое давление 14 МПа, гидродинамический режим упруговодонапорный.
В пласте C-VIo песчаники развиты линзообразно. Мощность их достигает 7 м, хотя в основном не превышает 2-х. На большей части площади они отсутствуют. Выявлено 7 структурно-литологических залежей небольших размеров.
В пласте C-V песчаники развиты полосообразно. Мощность их не превышает 3 м. Выделено 5 залежей литологического типа.
Песчаники пласта С-IV плотные, глинистые, мощностью до 2 м. Залежи мелкие, литологического типа.
Залежи пласта C-IVo приурочены к маломощным (до 1 м) линзам песчаников. Залежи мелкие.
Основными по величине запасов являются залежи пласта С-II. Песчаники пестрые по составу, глинистости и мощности. В рукавообразных линзах их мощность возрастает до 12 м. На большей же части площади они развиты плащеобразно и их мощность не превышает 2 м. Залежи сводовые, пластовые и структурно-литологические. ВНК на отметках от -1200 до -1220 м.
В башкирском ярусе коллекторами являются пористые прослои органогенных известняков. Выделено 3 залежи массивного типа с ВНК -900 м. Залежи мелкие. Начальное пластовое давление 9,0 МПа. Режим упруговодонапорный.
Коллекторами нефти в верейском горизонте среднего карбона являются известняки с нефтенасыщенной толщиной 1,6-5,6 м и проницаемостью до 0,15 мкм2. В пределах месторождения выявлено 7 залежей пластово-сводового типа различных размеров, в основном мелкие. ВНК на отметках от -839 до -857 м.
В каширском горизонте продуктивны 3 пласта (К2, К3 и К4). Известняки обладают низкими коллекторскими и фильтрационными свойствами. Они зачастую замещены непроницаемыми плотными породами. Установлено 8 небольших и низкопродуктивных залежей. Гидродинамический режим упругий. Проницаемость известняков составляет 0,001-0,04 мкм2.
Нефти объектов тяжелые, плотностью 0,870-0,991 г/см3.
Давление насыщения по основному объекту 7,6 МПа. Вязкость18 мПа*с, газовый фактор 20 м3/т. Пластовые воды сильно минерализованы, плотностью до 1,17 г/см3.
Начальные запасы нефти составляли (тыс. т) в ТТНК: балансовые - 41474, извлекаемые 15067.
В проекте разработки 1984 г. проектировалось бурение новых скважин в основном на периферии залежей ТТНК по более плотной сетке (350х350 м). Дополнительный фонд для бурения составлял 142 добывающих и 38 нагнетательных скважин. В этом же проекте на средний карбон, выделенный в самостоятельный объект, предусмотрено бурение скважин по треугольной сетке 400х400 м (всего 133 скважины). Заводнение рекомендовано очаговое с переходом на площадное. На девон и турнейский ярус были намечены самостоятельные сетки с расстояниями 400х400 м и 250х350 м соответственно.
Разработка находится на поздней стадии. Фонд действующих скважин: добывающих 209, нагнетательных 27 ед.
Источник: Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК «Башненфть». 1997 г. К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов.
Следующее Месторождение: Старцевское