Тектоника
В тектоническом отношении месторождение приурочено к ряду поднятий юго-западной части Лобановского вала (Лядова и др., 2010), осложняющего юго-восточный склон Пермского свода (рис.1.1). В пределах месторождения выделяются с юга на север ряд поднятий: Баклановское, Сухобизярское, Кулешовское и Благодатное.
Лобановское поднятие находится в 10 км восточнее г. Перми, центральная его часть расположена в районе пос. Голый Мыс. Протяженность валообразной зоны – около 100 км при ширине от 3 до 7 км; она протягивается в северо-северо-восточном направлении на юго-восточном краю Пермского свода, для нее характерно общее погружение шарнира на юго-запад. В пермских отложениях в поперечном сечении структура имеет симметричное строение. Амплитуда зоны по кровле артинского яруса составляет 40–50 м. С глубиной валообразная зона приобретает асимметрию, возрастает ее амплитуда. Более крутым становится юго-восточное крыло: в каменноугольных отложениях углы падения от 1° до 2°50', в фаменских – до 7-8°. Падение же пород на северо-западном крыле на нижних горизонтах не изменяется. Амплитуда валообразной зоны в нижнекаменноугольных и верхнедевонских отложениях возрастает до 150-175 м.
Лобановская валообразная зона по происхождению относится к структурам тектоно-седиментационного типа. Валообразная зона представляет собой линейные цепочки пологих антиклинальных складок, имеющих в ядрах рифовые массивы, образовавшиеся в позднедевонскую эпоху вдоль бортов Камско-Кинельской системы прогибов. Мощность рифовых образований достигает здесь 530-590 м. В строении рассматриваемых валообразных зон принимают участие породы от верхнего девона до верхней перми включительно.
Рис. 1.1. Расположение Баклановского месторождения.
Выкопировка из «Схемы расположений месторождений нефти и перспективных структур Пермского края (по состоянию на 1.01.2010)» (ПермНИПИнефть)
1.3 Нефтегазоносность Баклановского месторождения
Баклановское месторождение открыто в 1972 г. В отличие от добываемых на соседних месторождениях нефтей, баклановская обладает лучшими товарными качествами: она более легкая, менее сернистая, а также менее парафинистая (Лядова, Яковлев, Распопов, 2010).
Каждая залежь разрабатывается отдельной сеткой скважин. Такая схема позволяет наиболее эффективно планировать и проводить различные технологические операции для каждого отдельно взятого пласта, осуществлять закачку воды, обрабатывать призабойную зону и проводить другие технологические операции.
Основным объект исследования является башкирская залежь, разрабатываемая с 1976 г. и приурочена к проницаемым прослоям известняков в верхней части яруса. С начала разработки на 01.01.08 г. добыто 2601,2 тыс. т нефти (рис. 1.2.) и 4522,6 тыс. т жидкости, что в общем объеме добычи нефти и жидкости по месторождению составляет соответственно 8 и 3,6 %. На Сухобизярском поднятии из башкирских отложений добыто 1969,2 тыс. т. нефти и 3605,9 тыс. т. жидкости. Для поддержания пластовой энергии с 1981 г. на данном объекте ведется внутриконтурная закачка воды. В связи с освоением систем заводнения нефтеотдача пластов значительно выросла. Объект данного исследования – башкирский карбонатный пласт – по литологическому описанию керна сложен пористыми и трещиноватыми известняками и доломитами. Проницаемость изменяется в широких пределах от 1,3 до 303,3×10–3 мкм2, значение пористости варьирует в большом диапазоне – от 8,1 до 21 %, нефтенасыщенность по ГИС изменяется от 38,9 до 85,6 %. Неоднородность можно оценить по коэффициентам: коэффициент расчлененности по залежи изменяется от 2,8 до 5,7 д. ед., а коэффициент песчанистости – от 0,26 до 0,34 д.ед., т.е. данный пласт характеризуется низкой долей коллектора в тонких пропластках при достаточно однородной расчлененности.
Рис. 1.2. Динамика добычи нефти на Баклановской группе месторождений (Андреева, 2009)