надзаплавних терас.
Малюнок 1.1 - Оглядова карта району Арланского нафтового родовища
Річкова мережа належить до басейну річок Ками і Білої. Річка Кама в своїй середній течії перетинає територію Арланского родовища, відокремлюючи Вятскую площу, розташовану на території Удмуртської Республіки. Уздовж південного кордону Арланского родовища протікає р. Біла.
Клімат району різко-континентальний, зима тривала, холодна з різкими вітрами та великою кількістю опадів. За даними метеопостів: абсолютний мінімум температури мінус 50 ° С; абсолютний максимум + 38 ° С; середньорічна температура + 2,4 ° С; тривалість холодного періоду - 196 днів; переважний напрямок вітру - південний і південно-західне, середня швидкість вітру 4,3 м/с; середньорічна кількість опадів від 600 до 630 мм. Висота сніжного покриву на рівнинах, не захищених лісом, сягає від 1,5 до 2 м. Глибина промерзання грунту до 2 метром.
Через район проходять магістральні нафтопроводи Алмет'евськ-Перм, Кутер-Свердловськ. Мається залізнична гілка зі станції Амзя на Нефтекамськ. Через площу проходить асфальтована дорога Нефтекамськ-Дюртюли. Є внутріпромислових асфальтовані і шосейні дороги, а також грунтові дороги без штучного покриття, які в осінній та весняний періоди малопридатні для руху технологічного автотранспорту. Електропостачання для видобутку нафти здійснюється від Кармановской ГРЕС.
. 2 Стратиграфія і тектоніка
Геологічний розріз родовища представлений відкладеннями четвертинної, неогенової, пермської, кам'яновугільної і девонской систем і додевонскім комплексом опадів.
У тектонічному відношенні родовище розташоване в межах Бірської сідловини, що розділяє Татарський і Башкирський склепіння.
Розріз осадової товщі вивчений до глибини 4516м. На родовищі нафтоносними є відкладення верхнього девону (пласт Д1), турнейского ярусу, теригенно товщі нижнього карбону (ТТНК), Верейського і Кашира-подільського горизонтів середнього карбону (московський ярус).
Основними продуктивними об'єктами родовища є пласти СVI, СVI0, СV, СIV, СIV0, СIII, СII і СI ТТНК. Для ТТНК характерна висока неоднорідність пластів за всіма параметрами.
Алексинский горизонт (Со) складний переважно карбонатами, рідко представлений пластом пухких крупнозернистих пісків.
Пласт Д1 представлений пісковиками, містить одну невелику поклад на Калегінском ділянці Ніколо-Березовської площі.
Турнейскій ярус представлений продуктивними пористими різницями вапняків. У розрізі продуктивної пачки виділяються 3 продуктивних пласта Т1, Т2 і ТЗ. Пористість змінюється в межах 11,6% до 19%, проникність - до 0,14 мкм 2.
Середній карбон (Верейський, Каширський та подільський горизонти) складний продуктивними вапняками і доломітами. Продуктивна пачка ВЗ + 4, що має промислову цінність, виділена тільки в межах Ніколо-Березовської і Ново-Хазінской площ.
Середній карбон
У продуктивному розрізі середнього карбону виділяється від 2 до 5 продуктивних пластів.
Середньозважена нефтенасищенная товщина змінюється від 0,55 м до 2,2 м, найчастіше не перевищуючи 1,5 м. Таким чином, продуктивні пласти середнього карбону характеризуються малою товщиною і часто заміщаються неколлекторов. У зв'язку з цим поклади нафти в окремих пластах є литологически обмеженими. Середня пористість пластів до 22% .Продуктівние пласти середнього карбону відносяться до типу низькопроникних, яка складає найчастіше не більше 0,050 мкм.
Середньозважена проникність (по керну) по Арланской площі становить 0,050 мкм.
Частка нефтенасищенних пластів у загальному розрізі до 0,17; іншими словами в продуктивному розрізі переважають щільні різниці вапняків.
Продуктивні пласти характеризуються переривчастим будовою. Коефіцієнт поширення по пластах не перевищує 0,36.
Розглянуті особливості будови пластів визначають низьку продуктивність покладів нафти середнього карбону.
Теригенні товща нижнього карбону (ТТНК)
ТТНК являє собою переслаивание аргиллитов (іноді вапняків і вуглистих сланців) з пісковиками і алевролітами кварцового складу. Всього в розрізі ТТНК виділяється до 8 пластів I, II, III, IV0, IV, V, VI0, VI, розділених аргілітами різної товщини. Основними з них є пласти II і VI, найбільш витримані по площі, що відрізняються найбільшими толщинами й проникністю і містять основні запаси нафти.
Решта продуктивні пласти I, IV, V, VIо поширені не повсюдно, характеризуються Лінзовідно будовою, мають підпорядковане значення. <...
