Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1959
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 96.45 км²
Четырманское нефтяное месторождение
Открыто в 1959 г. Введено в разработку в 1964 г. Расположено на северо-западной окраине Башкирского свода, в зоне его сочленения с Верхне-Камской впадиной.
Залежи нефти приурочены к серии куполовидных поднятий. Два из них - основные, разделены прогибом. Кроме того, выявлено 6 небольших куполов. Поднятия различаются по размерам и контрастности.
Нефтеносны отложения: среднего (каширский, верейский горизонты и башкирский ярус) и нижнего карбона (ТТНК и турнейский ярус), карбонатного верхнего девона (фаменский ярус), а также терригенной толщи девона (кыновский и пашийский горизонты) (рис. 1).
Рис. 1. Четырманское месторождение. Карта контуров залежей ТТНК. Геологический профиль по ТТНК
Каширский горизонт представлен переслаиванием известняков и доломитов. Мощность продуктивной пористой части 5-8 м. Мощность нефтенасыщенных прослоев 0,8-4,2 м. Пористость 13%, проницаемость 0,017 мкм2. В этом горизонте установлено 6 залежей пласто- во-сводового типа. Объект низкопродуктивный. ВНК от -794 до -802 м.
В верейском горизонте нефтеносны 2 пласта - В1 и В2. В верхнем из них - В1 - выявлено 6 залежей пластово-сводового типа. Мощность нефтенасыщенных известняков изменяется от 0,8 до 2,8 м. Пористость коллекторов 14%, проницаемость (в среднем) 0,015 мкм2. ВНК от -804 до -812 м.
В пласте В2 содержится 5 залежей. Продуктивные известняки зачастую расслоены на 2-4 пропластка с общей мощностью от 0,8 до 5,6 м. Средние значения пористости по залежам от 12 до 17%, проницаемость 0,066 мкм2. ВНК от -835 до -840 м.
В башкирском ярусе нефтеносны пористо-кавернозные прослои известняков в верхней части толщи (до 8 прослоев) с общей мощностью от 0,4 до 9,8 м. Пористость 12%, проницаемость 0,08 мкм2. Нижняя часть отложений яруса водоносна. ВНК от -856 до -860 м.
Основной по запасам объект - ТТНК - на месторождении представлен пластами С-II, C-IV0, C-IV, C-V, C-VI0-1, C-VI0-2, C-VI0-3, C-VI-1 и C-VI-2. Самым мощным из них является пласт С-II (13,6 м). На некоторых участках он залегает в виде рукавообразного раздува узкой (до 500 м) и длинной линзы на фоне песчаников меньшей мощности (до 2 м) (см. рис. 19, 20). Пористость песчаников высокая - 22% в среднем, проницаемость 0,527 мкм2.
К этому пласту приурочено 6 залежей пластово-сводового типа с частичным литологическим экранированием. ВНК на отметках от -1200 до -1215 м.
Залежи турнейского яруса приурочены к пористо-кавернозным прослоям известняков кизеловского горизонта и отделены от ТТНК пластом алевролитов и окремнелых известняков. В них выделяются 4 массивно-пластовых залежи, полностью подстилаемые подошвенной водой. ВНК залежей от -1214 до -1255 м. Залежи частично литологически ограничены. Мощность пористых прослоев достигает 4,0 м. Пористость 12%, проницаемость (по керну) 0,008 мкм2.
В известняках фаменского яруса нефтеносны 2 интервала - в нижнем и среднем подъярусах. В среднем подъярусе выявлено 5 залежей, в нижнем - 8. Залежи массивные. Мощность нефтенасыщенной части составляет 4 м. Они занимают примерно 20-60% общей мощности. Пористость как в среднем, так и в нижнем фамене всего 5%, проницаемость низкая - 0,002 мкм2 (матрицы породы). ВНК от -1325 до -1366 м.
В терригенном девоне нефтенасыщены песчаники кыновского горизонта (два пласта), а также пластов ДI и ДII. В кыновском горизонте оба пласта маломощные (до 5,9-8,7 м в максимуме), глинистые, с низкой проницаемостью (0,09-0,3 мкм2). Установлено 8 залежей литологического типа. Залежи низкопродуктивные, полностью литологически замкнутые. Пористость песчаников 17%.
В пластах ДІ также зачастую наблюдается расслоение на 2-3 слоя с максимальной мощностью до 8 м (чаще до 2 м). Пористость песчаников в среднем составляет 18%, проницаемость менее 0,3 мкм2.
Пласты песчаников муллинского горизонта (ДII) низкопористые (до 18%), слабопроницаемые 0,04 мкм2. Установлено 2 небольших залежи. ВНК -1815 и -1817 м.
В целом для песчаников терригенного девона характерны низкие фильтрационно-коллекторские свойства, в связи с чем их разработка пока осуществляется на естественном низкопродуктивном режиме.
Начальные запасы нефти основных объектов составляли (тыс. т) в верейском горизонте: балансовые - 18080, извлекаемые - 6449; в башкирском горизонте: балансовые - 12340, извлекаемые - 4548; в ТТНК: балансовые - 51821, извлекаемые - 24346.
По состоянию на 01.01.94 на все объекты пробурено 720 скважин, в т. ч. на ТТНК - 392, на средний карбон - 252 и на терригенный девон - 47. Плотность сетки скважин по объектам составляет (в пределах контура нефтеносности) на ТТНК - 17,6, на С2 - 23,5 и на терригенный девон - 38,8 га/скв., фаменский и турнейский объекты эксплуатируются единичными скважинами.
ТТНК и средний карбон разрабатываются с заводнением пластов, фаменский, турнейский и девонский (терригенный) - на естественном режиме. Попытки заводнения пластов терригенного девона оказались безрезультатными.
В целом, по основным объектам месторождение находится на поздней стадии разработки.
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: Добровольское (Западная Сибирь)