Арланское нефтяное месторождение, расположенное на восточном борту Бирской седловины, примыкает с северо-запада к Верхнекамской впадине. В его разрезах выделяется ряд структур (Вятская, Арланская, Уртаульская, Шариповская, Новохазинская, Юсуповская и др.), которые достаточно четко прослеживаются по всем горизонтам нижней перми и карбона. Территория месторождения включает четыре эксплуатационные площади: Арланскую, Николо-Березовскую, Новохазинскую и Вятскую, имеющие свои отличительные особенности.

Месторождение открыто в 1955 г. и введено в разработку в 1958 г. Промышленно нефтеносными являются терригенные отложения визейского яруса нижнего карбона и карбонатные московского яруса среднего и турнейского яруса нижнего карбона. Основным объектом эксплуатации служат терригенные образования нижнего карбона. Для дальнейшей разработки Арланского месторождения большое значение приобретает освоение среднекаменноугольных отложений. Промышленная нефтеносность последних установлена почти одновременно с открытием месторождения, но из-за сложного строения залежей длительное время не привлекала особого внимания.

Нефтеносность разреза среднего карбона изучалась в основном попутно с поисками и разведкой нефтяных залежей в терригенной толще нижнего карбона (Тюрихин А. М., Копытов А. В., Голубев Ю. В. Основные особенности литологического строения карбонатных нефтегазоносных горизонтов месторождений Башкирии. - Тез. докл. Всесоюз. совещания. Пермь, 1978.). Стратиграфически среднекаменноугольные отложения включают верхнюю часть башкирского яруса и в полном объеме московский ярус. Они сложены карбонатными породами с подчиненными прослоями мергелей, аргиллитов и алевролитов, встречающихся главным образом в верейском горизонте. По комплексу геологических и промыслово-геофизических материалов рассматриваемые отложения расчленяются на 11 пачек (I- XI), из которых промышленно нефтеносны II-VII пачки каширского и подольского горизонтов, причем продуктивность последних установлена лишь на Вятской площади. Выделенные пачки достаточно четко прослеживаются не только в пределах рассматриваемого месторождения, но и на значительной территории Бирской седловины и примыкающих к ней площадях Пермско-Башкирского свода и Верхнекамской впадины.

Каждая из пачек представляет собой ритмически построенный литологический комплекс, нижняя часть которого выполнена карбонатными породами с повышенным содержанием пористо-проницаемых разностей, а верхняя - преимущественно плотными непроницаемыми карбонатами, глинистыми и глинисто-карбонатными отложениями. По стандартному каротажу низы каждой пачки, как правило, характеризуются отрицательными показаниями СП, низкими ГМ, положительными приращениями МЗ, низкими и средними значениями НГМ и при расчленении и корреляции разреза среднего карбона выделяются условно как продуктивный пласт. Противоположную электро- и радиокаротажную характеристику имеет верхняя, наиболее плотная часть разреза рассматриваемых пачек, которая выделяется как "плотный раздел" и оценивается как нефтеупор.

Отмеченные продуктивные пласты приурочены: Б₁ (пачка XI)-к башкирскому ярусу, вышележащие В₁-В₃ (пачки VIII-X) - к верейскому, K₁-K₄ (пачки IV- VII)-к каширскому, П₁-П₃ (пачки I и III) - к подольскому горизонтам. При сопоставлении указанных продуктивных пластов выявляется сложный линзовидный характер распространения содержащихся в них прослоев коллекторов, обусловленный частым изменением минералогического состава, структурно-текстурного сложения, емкостных и фильтрационных свойств пород. Как показали исследования, литологически неоднородный продуктивный разрез среднего карбона повсеместно связан с перекристаллизацией, доломитизацией, сульфатизацией, окремнением и др.

В пределах Арланского месторождения при переходе к Новохазинской площади отмечается существенное качественное изменение продуктивного разреза резко усиливается литологическая неоднородность (расчлененность) III-VI пачек, увеличивается степень их доломитизации и сульфатизации, повышается интенсивность и возрастает разнообразие форм проявления постседиментационных преобразований, существенно ухудшаются коллекторские свойства, нефтенасыщенность слагающих пород и снижается стратиграфический уровень нефтеносных коллекторов. Перечисленные признаки закономерно усиливаются в юго-восточном направлении, и на Юсуповском участке Арланского месторождения весь среднекаменноугольный разрез становится непродуктивным.

На Арланской и Николо-Березовской площадях промышленно нефтеносны III и IV пачки, приуроченные соответственно к подошве подольского (П₃) и кровле каширского (K₁) горизонта, а на Новохазинской площади, притом лишь в северной ее половине (Шариповский участок), продуктивны нижележащие V и VI пачки (К₂ и К₃), выделяемые в середине разреза каширского горизонта. В северо западной части Арланского месторождения на Вятской площади диапазон промышленной нефтеносности увеличивается, охватывая II-III пачки подольского горизонта (П₂ и П₃) и IV, V и VII пачки каширского горизонта (K₁, K₂ и К₄), общая мощность которых достигает 110 м (рис. 1).

В процессе поисково-разведочных работ на территории Арланского месторождения отмечались нефтепроявления, а в скв. 92 и 210 на Николо Березовской площади были получены притоки нефти при вскрытии и опробовании пластов В₂ и В₃ (пачки IX и X), залегающих в нижней части верейского горизонта. Однако их нефтеносность до сих пор остается не вполне ясной.

Из проведенного структурно-фациального анализа следует, что предпосылки крайне неоднородного (дифференцированного) пространственного распределения нефтеносности среднекаменноугольных (точнее, каширско-подольских) отложений Арланского месторождения были заложены в период накопления и первичного (седиментационно-диагенетического) преобразования осадков в условиях мелководного шельфового морского бассейна с резко расчлененным рельефом дна, нестабильными гидродинамическим, температурным и гидрохимическим режимами и в целом жарким климатом. Это обусловило преимущественное накопление карбонатных осадков, характеризующихся структурно минералогической неоднородностью и разнообразием форм проявления в последующие фазы их преобразования (поздний диагенез, эпигенез) вторичных процессов, в числе которых особая роль принадлежала доломитизации и генетически тесно связанной с ней сульфатизации.

На территории северной половины месторождения (Арланская, Николо-Березовская и Вятская площади), расположенной гипсометрически ниже Новохазинской площади, накопление и преобразование каширско-подольских отложений проходило при комбинированном участии достаточно интенсивной гидродинамической активности морских вод и катионнообменных (метасоматических) процессов, в целом положительно влияющих на формирование пород коллекторов. Вследствие этого основная часть пористо-проницаемых прослоев продуктивных пластов K₁ и П₃ выполнена органогенно-реликтовыми (метасоматическими) доломитами и биоморфными (главным образом фораминиферовыми) доломитизированными известняками, возникновение порового пространства в которых обусловлено первичной укладкой форменных элементов {главным образом раковин организмов) осадка при активном участии доломитового метасоматоза. Преобразование осадков в последующие фазы проходило в основном под действием выщелачивания не замещенных доломитом известковистых реликтовых участков.

Существенно иная обстановка карбонатонакоплепия в каширско-подольское время была на территории Новохазинской площади, которая представляла собой обширную отмель, несколько изолированную от основных вод морского бассейна. Здесь под влиянием высокой щелочности, минерализации и температуры морской поды происходило сближение растворимостей СаСО₃ и MgCO₃, которое способствовало превращению этих компонентов в доломит и интенсивному его накоплению. Причем оптимальные условия седиментации доломитов достигаются к моменту перенасыщения природных морских под сульфатами кальция.

По данным промыслово-геофизических исследований скважин, на Арланской и Николо-Березовской площадях в продуктивном пласте K₁ выделяется до шести прослоев пористо-проницаемых пород, в пласте П₃ - до двух. Каждый из прослоев имеет мощность от 0,5 до 3-4 м. Наиболее высокая степень литологической неоднородности и резко выраженная линзовидность коллекторов, обусловливающие их слабую гидродинамическую связь и крайне низкую продуктивность, наблюдаются, в продуктивных пластах К₂ и К₃ Новохазинской площади.

В разрезе продуктивных пластов среди хорошо насыщенных нефтью пористо-проницаемых прослоев па повышенных гипсометрических отметках (выше ВНК) часто встречаются прослои с высокопористыми породами (более 15%), которые из-за слабой проницаемости (менее 0,005 мкм²) и линзовидного их залегания оказались слабонефтенасыщенными (непромышленными) или полностью водоносными. Такие прослои преобладают над хорошо нефтенасыщенными в разрезах большинства скважин. Во многих из них пласты содержат лишь погребенную воду. Наличие водонасыщенных прослоев среди хорошо нефтенасыщенных подтверждается добычей воды вместе с нефтью в скважинах, расположенных на высоких гипсометрических отметках (рис. 2).

Для оценки эффективной нефтенасыщенной мощности продуктивных пластов в этих случаях недостаточно использовать традиционный метод установления нижнего предела пористости, при котором породы становятся непроницаемыми и утрачивают коллекторские свойства. Эта граница для каширско-подольских отложений составляет 9-11%. Определяющим здесь служит минимальное значение нефтенасыщенности.

При выяснении характера насыщенности пластов использовались материалы исследований НГК, БК (лучше на высокоминерализованной воде) и грунтов по общепринятой методике. На основании полученных распределений удельных сопротивлений (r_п) пластов, залегающих в заведомо нефтяной и водоносной частях залежи, и распределений комплексного параметра Кп² r_п для этих же пластов были выявлены их критические значения для нефтеносных пластов (r_п = 7 Ом-м и Кп² r_п r_п =0,41). Используя конкретные зависимости r_п=f(k_п) и рп = f(Кн), полученные по данным исследования образцов керна, нижний предел коэффициента нефтенасыщенности (Кн) устанавливается от 0,62 до 0,67. Эти величины хорошо согласуются с результатами испытаний скважин, т.е. ни в одном из опробованных интервалов, из которых были получены промышленные притоки нефти, не выделяются пласты с нефтенасыщенностью менее 67%. Таким образом, по изложенной методике для каждого продуктивного прослоя были определены следующие параметры: h_эф, r_п, Kп и Кн. В отдельных случаях для оценки характера насыщенности коллекторов привлекались материалы ИННК, подтверждающие установленную величину нефтенасыщенности по r_п.

Сложная картина гипсометрического распространения нефтеносности в разрезе при наличии водонасыщенных прослоев часто создает видимость резкого колебания ВНК. Границей залежи нефти или контуром нефтеносности в этих условиях служит линия замещения промышленно нефтеносных коллекторов непроницаемыми породами. По характеру распространения нефтенасыщенных пластов в пределах всей площади месторождения выделяются обширные, средние и малые по величине и изолированные друг от друга участки нефтеносности.

Выявленные особенности распространения нефтеносности и строения залежей нефти в карбонатных отложениях среднего карбона Арланского месторождения позволили выделить объекты подсчета, площади с различными категориями запасов, определить подсчетные параметры, установить для различных участков залежи ожидаемые коэффициенты нефтеотдачи, подсчитать балансовые и извлекаемые запасы нефти и растворенного в ней газа по промышленным категориям А, В и С₁. Месторождение обустроено, залежи нефти в среднем карбоне имеют небольшую глубину, что позволяет быстро и с малыми затратами ввести их в промышленную разработку.

Распространение нефтеносности продуктивных пластов: а - П₂, П₃, K₁, К₂, К₄; б - П₃, К₁; в - К₂, К₃; эксплуатационные площади: 1 - Вятская 2 - Арланская, 3 - Николо-Березовская, 4 - Новохазинская

а - плотный раздел между пластами; прослои: б - промышленно нефтеносные, в - слабонефтенасыщенные, г - водонасыщенные; д - ВНК; е - плотные породы в продуктивном пласте; 1-8-скважины