Пласт т-Фм

Наличие промышленной нефтеносности в турнейско-фаменских отложениях было установлено в 1985 году при испытании в колонне скв. 42-ОГН на Сибирском поднятии, давшей фонтанный приток нефти. Ввиду отсутствия четкой границы между этими отложениями, они рассматриваются совместно, как единый пласт Т-Фм.

Коллекторами являются рифогенные доломитизированные известняки микротрещинноватые, местами кавернозные, неравномернопористые, имеющие сложное строение. Преобладающий тип коллектора поровый.

Пласт Т-Фм керном освещен слабее других. В семи скважинах охарактеризованы представительными значениями пористости и проницаемости 11 и 10 прослоев (23 и 22 определения). Максимальные значения пористости - 13,9 %, проницаемости - 48,7*10^-3 мкм² и нефтенасыщенности 84,3 %. На Сибирском поднятии средневзвешенные значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по керну для 10 прослоев из 6 скважин равны 10,0 %, 9,6110^-3 мкм² и 74,4 %, на Родыгинском поднятии (в скв. 154) 10,2 %, 43,210³ мкм² и 83,8 %. Коэффициенты вариации пористости, проницаемости и нефтенасыщенности Сибирского поднятия равны 0,172; 0,853 и 0,08. Коэффициент вариации нефтенасыщенности на родыгинском поднятии составляет 0,0006. Залежи нефти турнейско-фаменского пласта водоплавающие: на Сибирском и на Родыгинском поднятиях с разным положением ВНК (абс. отметки соответственно: -2082 м и -2073 м).

На Сибирском поднятии в контуре нефтеносности залежи находится 11 скважин, на Родыгинском 6. Размеры залежи на Сибирском поднятии 3,8 х 3,5 км, высота 41,5 м; на Родыгинском 3,4 х 2,4 км, высота 16,2 м.

2.5 Гидрогеология

Сибирское месторождение расположено на восточной окраине Восточно-Русского артезианского бассейна, в пределах Предуральского артезианского бассейна второго порядка.

Для характеристики гидрогеологических условий Сибирского месторождения необходимо отметить следующее:

1. Хорошая гидродинамическая изоляция от влияния поверхностных и глубинных факторов, обусловленная наличием мощных слабопроницаемых галогенных отложений и низкой проводимостью московских отложений, определила повышение фона начальных пластовых давлений в нижнепермских отложениях.

2. Начальное пластовое давление в водонасыщенных отложениях соответствует или меньше нормального значения, рассчитанного для соответствующих глубин по зависимости. Особенно низкие пластовые давления отмечены в отложениях средне-нижневизейского ГНВК.

3. Углеводородные залежи находятся в регионально открытой гидродинамической системе. Башкирская и фаменская нефтяные залежи находятся в относительно “спокойных” гидродинамических условиях. Бобриковская нефтяная залежь поограниченному количеству данных приурочена к зоне пониженных напоров подземных вод.

4. В карбонатных толщах башкирско-верхневизейского и турнейско-верхнедевонского ГНВК распространены палеокарстовые зоны, которые рассматриваются в качестве благоприятных объектов для подземного захоронения токсичных промышленных стоков.

5. Район месторождения имеет нормальный гидрохимический профиль. С глубиной происходит закономерное увеличение минерализации и смена гидрохимических типов подземных вод. Гидрогеохимические показатели свидетельствуют о благоприятных условиях сохранения углеводородных залежей в продуктивных интервалах газонефтеводоносных комплексов.