Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефть играет огромную роль в народном хозяйстве. Из нефти вырабатываются жидкие топлива различных видов: бензин, керосин, реактивные и дизельные сорта горючего для двигателей внутреннего сгорания, мазуты, различные виды смазочных материалов, битумы, синтетические кислоты и многое другое. Сегодня нет отрасли народного хозяйства, где в том или ином виде не применялись бы продукты нефтепереработки.

Россия располагает значительными ресурсами нефти (13 процентов мировых запасов), из которых 65% неоткрытые месторождения.

80 процентов прогнозных ресурсов составляют месторождения Западной и Восточной Сибири, на втором месте идут месторождения Тимано-Печорской провинции и Урало-Поволжья. На месторождения, расположенные в зоне шельфа морей и океанов приходится около 4 процентов.

На ближайшее столетие разведанных ресурсов нефти и газа для успешного развития экономики России достаточно, хотя в настоящее время объемы добываемой нефти не обеспечивают потребностей развития экономики страны.

Максимальный уровень добычи нефти 569 млн. тн достигнут в 1988 году. В 1996 году в результате кризисных явлений, которые произошли в экономическом развитии России, и произошел переход от планово-административного управления нефтяной промышленностью и всей экономикой страны к преимущественно рыночным отношениям. В результате произошло снижение темпов разведочных работ. Сократились работы по выявлению новых перспективных структур. Открытые месторождения имеют небольшие запасы, сложное геологическое строение, низкие дебиты добывающих скважин и высокая себестоимость добываемой нефти, в итоге снизился объем добычи нефти до 298 млн. тн. Коренным образом изменилась организационная структура нефтяной отрасли и методы управления ей. Вместо прежнего централизованного управления нефтяной промышленностью осуществляется ее руководство несколькими крупными концернами, компаниями; лицензии на разведку и разработку залежей получают многочисленные небольшие акционерные общества.

Возросла необходимость повышения уровня методов промыслово-геологического изучения залежей нефти и газа с использованием современной компьютерной техники.

Ведется поиск все более совершенных технологий разработки и доразработки месторождений, способов контроля и управления внутрипластовыми процессами для более полного использования недр.

Огромное значение приобрела проблема решения технологических задач в жестких рамках современной рыночной экономики.

Проведенные мероприятия позволили стабилизировать уровни добычи нефти на большинстве месторождений. В 2000 году нефтяниками России добыто более 300 млн. тн нефти.

Нефтяная отрасль Пермского края также претерпела определенные изменения. В настоящее время в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» стоят проблемы дальнейшей стабилизации уровней добычи нефти, а также снижение себестоимости добываемой продукции.

Сложная и многовариантная система разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин состоит из непрерывной цепочки: нефтяной пласт - добывающие скважины - трубопроводы и оборудование для сбора и подготовки нефти, газа сброса подтоварной воды для поддержания пластового давления.

Несовершенство, сложность и большая металлоемкость объектов сбора и подготовки нефти приводят к систематическому отставанию в обустройстве нефтяных промыслов на первоначальных этапах разработки. В разработке принимают участие залежи с высоким содержанием сероводорода, что повышает агрессивность транспортируемых сред.

В процессе разработки по мере увеличения обводненности добываемой продукции в системе сбора происходит образование нефтяных эмульсий. Для предварительного разрушения нефтяных эмульсий в нефтепромысловом оборудовании используются различные реагенты, влияющие на его износ.

Выполнение мероприятий по безопасному использованию нефтепромыслового оборудования, охране недр и окружающей среды являются актуальной проблемой и резервом роста эффективности разработки нефтяных месторождений.

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ И РАЙОНА РАБОТ

Месторождение приурочено к положительной структуре, имеющей размеры по отложениям нижнего и среднего карбона 29*22 км. В пределах Батырбайской площади выделяются два основных поднятия: Асюльское (на востоке) и Константиновское (на западе). Центральная часть купола между Асюльским и Константиновским поднятиями представляет собой погруженный участок - Искильдинскую террасу. В северной части купола наблюдается Утяйбашское поднятие, Пальниковская терраса, осложненная куполами Пальниковским и Зайцевским.

Промышленная нефтегазоносность установлена в турнейских, башкирских, верейских, каширских и подольских карбонатных отложениях и яснополянских терригенных отложениях. В верейских, каширских и подольских отложениях отмечены промышленные запасы газа.

Батырбайское месторождение открыто в 1960 году, введено в разработку в 1962 году. Разработку вело НГДУ «Чернушканефть», в 1996 году Константиновское поднятие, а в 1998 году Асюльское поднятие переданы на баланс НГДУ «Осинскнефть».

Батырбайское месторождение нефти и газа, в пределах которого выделяются Константиновская, Утяйбашская, Пальниковская, Зайцевская, Асюльская площади, открыто в результате поисково-разведочных работ в 1960 году.

В административном отношении месторождение расположено в Чернушинском районе Пермского края, в 120 км южнее областного центра г. Пермь.

Город Чернушка расположен в 20 км к югу от месторождения. Здесь размещено Чернушинское нефтепромысловое управление, которое ведет работы на Батырбайском (до 1996 года), Куединском, Павловском и Таныпском месторождениях. Населенные пункты в районе расположены довольно часто, как правило, по долинам рек. Наиболее крупными из них являются села Печмень, Асюль, Искильда, Батырбай.

В экономическом отношении район месторождения находится на территории Чернушинско - Чайковско - Осинского Пермского территориально-производственного комплекса.

Производственный облик подрайона определяет нефтедобыча, важное значение для развития промышленности имеют магистральные нефтепроводы Чернушка-Оса, Чернушка-Калтасы, Куеда-Чернушка.

В северной части месторождения проходит автотрасса Чернушка - Оса - Пермь, в южной части месторождения автодорога связывает населенные пункты Барда-Сараши и Сараши-Танып. С районом месторождения возможна связь железнодорожным транспортом и посредством местной авиации через г. Чернушка, а также водным путем - по реке Кама до порта Пермь и пристани г. Чайковский.

Электроснабжение месторождения обеспечивается от головной подстанции «Константиновка»110/35/6 кВ и подстанций в районах кустовой насосной станции КНС-2 и ЦСП.

Согласно проекту обустройства месторождения отсепарированная нефть (1-я ступень сепарации) поступает на установку промысловой подготовки нефти (УППН) и после обезвоживания подается на сборный пункт, а затем по нефтепроводу откачивается на Осинскую нефтеперекачивающую станцию и далее на Пермский НПЗ. Попутный газ, добываемый с месторождения, транспортируется на Пермский газоперерабатывающий завод по магистральному газопроводу Чернушка-Пермь; в состав этого газопровода входит ответвление (30 км) на Батырбайское месторождение и газокомпрессорную станцию на УППН.

Чернушинский район является одним из густонаселенных районов области, плотность населения - более 15 человек на квадратный километр. Район заселен в основном русскими и башкирами. Основное занятие населения - сельское хозяйство, часть населения занята в лесоразработках и в нефтяной промышленности. В районе находятся заводы: металлоконструкций и кирпичный, несколько строительных организаций, предприятия по переработке сельскохозяйственного сырья: молокозавод, мясокомбинат, сыроваренный завод, хлебозавод, кондитерская фабрика, а также предприятия по обслуживанию автотранспорта.

Рельеф района - чередование меридиональных кряжей и увалов, наличие обособленных конусообразных холмов. Густая сеть глубоких оврагов и большая крутизна склонов обусловили своеобразный облик водоразделов, нередко преображающих форму узких гребней. Наиболее высокие отметки рельефа 300-400м, минимальные (в долинах рек) 175м.

Река Тулва, протекающая в направлении с востока на запад имеет правый берег крутой и высокий, левый низкий и пологий. Площадь прорезана многочисленными малыми реками Аспа, Танып, Большая Ноня и оврагами. Большинство рек имеют ассиметричные долины с крутыми левыми и пологими правыми склонами.

Значительная часть площади покрыта лесом. Лес хвойный и смешанный.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура колеблется в пределах 0-1,5⁰ С. Безморозный период составляет в среднем 115 дней. За год выпадает 500 мм осадков в основном в осенне-весенний период. Снежный покров держится в среднем 170 дней, наибольшая его толщина достигает 70 см; средняя глубина промерзания грунта 65-70 см. Реки замерзают в октябре-ноябре, вскрываются во второй половине апреля.

Основными полезными ископаемыми района являются нефть и газ. Из других можно отметить глины, галечники, медистые песчаники, торф, имеющие местное значение.

Месторождение разрабатывалось в период 1963-1995 годы НГДУ «Чернушканефть».

В 1996 году оно было передано НГДУ «Осинскнефть». Разработку месторождения на сегодняшний день осуществляет ЦДНГ-6 ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (Осинский нефтедобывающий район).

Рис. 1 Схема расположения Батырбайского месторождения

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Стратиграфия

Геологический разрез Батырбайского месторождения изучен по материалам структурных поисковых и разведочных скважин от четвертичных до верхнерифейских отложений. Максимальная вскрытая глубина отложений составляет 2363,4м в скв. №7. В основу стратиграфического деления положена унифицированная схема Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, утверждённая в 1962 году, с широким использованием керна и электрокаротажного материала по скважинам. Характеристика отложений верхнего рифея, вендского комплекса, девонской и каменноугольной систем дана по материалам лаборатории стратиграфии и литологии Камского отделения ВНИГНИ, а пермских - по данным лабораторий при геолого-поисковых конторах трестов «Пермнефтеразведка» и «Пермвостокнефтеразведка». Стратиграфическое расчленение разреза проведено по электрокаротажному материалу с использованием керновых данных с учётом литологических и палеонтологических исследований. Описание пород, фаунистическая характеристика разреза приведены на сводном геолого-геофизическом разрезе.

Верхнепротерозойская подгруппа

Верхний рифей

Серафимовская свита

Нижнесерафимовская подсвита вскрыта скважиной №7 в интервале 2300-2363 м. Представлена песчаниками и алевропесчаниками, полевошпатовыми, кварцевыми, серовато-розовыми, реже серыми, мелкозернистыми, с подчиненными прослоями алевролитов и аргелитов. Песчаники и алевролиты участками пропитаны нефтью.

На электрокаротажных диаграммах нижнесерафимовские отложения отличаются от отложений вендского комплекса дифференцированными кривыми КС и ПС. Удельное сопротивление колеблется от нескольких омм до 50 омм.

Вскрытая толщина 63 м (скважина 7)

Палеозойская группа

Вендский комплекс

Бородулинская свита

Отложения вендского комплекса вскрыты в скважинах № 1, 2, 3, 7, 27, 31, 44, 55, 69.

Контакт верхний рифей - вендский комплекс наблюдается в скв. № 7 (2296,4-2302,4), где установлен перерыв, по выпадению из разреза верхнесерафимовской подсвиты и леонидовской свиты.

К бородуленской свите отложения отнесены условно. По литологическим признакам она расчленена на два сидиментационного ритма. Каждый ритм начинается базальной песчано-алевролитовой пачкой, которая вверх по разрезу сменяется алевралитово-аргилитовой пачкой.

Породы нижнего ритма сильно метаморфизированы, имеют темную зеленовато-серую и серовато-темно-зеленую окраску, известковистые, содержат прослои глинистых доломитизированных мергелей и известняков. Породы верхнего ритма метаморфизованы в меньшей степени, более светлоокрашены доломитизированные с редкими прослоями известковистых доломитов.

На каротажных диаграммах отложения бородулинской свиты характеризуются сопротивлениями порядка 40 омм, кривая ПС плохо дифференцирована.

Наибольшая вскрытая мощность 196,8 м (скважина 31).

Девонская система - Д

В основании девона залегает базальная пачка, местами переходящая в кварцевые песчаники, прослеженная по всем глубоким скважинам.

На каротажных диаграммах породы пачки хорошо выделяются по депрессии на кривой ПС.

Мощность от 2 до 7 м.

В разрезе скважин Батырбайского месторождения отмечена лишь верхняя часть живетского яруса.

Живетский ярус - Д «jv»

Живетский ярус представлен

старооскольским горизонтом

Аргиллиты буровато-серые; песчаники светло-серые, мелкозернистые; алевролиты буровато-серые, глинистые.

Переход живетских отложений к вышележащим пашийским слоям верхнего девона литологически не резкий, характеризуется сменой окраски пород буровато-серой, характерной для живетского яруса, на зеленовато-серую.

На каротажных диаграммах граница соответствует подошве проницаемого пласта пашийского горизонта.

Породы характеризуются сопротивлениями порядка 20 омм, кривая ПС дифференцирована.

Мощность от 11 м (скважина 7) до 17 м (скважина 31).

Средняя мощность - 13,3 м.

Верхний отдел - Дз

Франский ярус - Дз - Fr

Нижнефранский подъярус

Пашийский горизонт - Дз

Чередование алевролитов крупнозернистых, неравномерно глинистых и песчанистых и аргиллитов алевритистых, тонкоплитчатых. Для пород горизонта характерна зеленовато-серая окраска.

Верхняя граница проводится условно на основании сопоставления с другими площадями.

В подошве горизонта выделяется проницаемый пласт.

Кривая КС достигает значений до 150 омм, Пс - дает отрицательную аномалию.

Мощность от 4,9 (скважина 2) до 13 м (скважина 55).

Средняя мощность - 8,5 м.

Кыновский горизонт - Дз

Киманский горизонт - Дз

Внизу аргиллиты зеленовато-серые с подчиненными прослоями алевролитов, вверху аргиллиты с подчиненными прослоями известняков, с фауной: мсрорсhlum paschiend Soshk, shizophoria ichtensis Ljasch, atripa exgrreticularis Linn. Верхняя граница хорошо отбивается литологически и палеонтологически по смене сильно глинистых известняков с обильной фауной кыновского возраста на более чистые, но более бедные фауной саргаевские.

По каротажу граница проведена по смене низких сопротивлений на более высокие, характерные для саргаевского горизонта.

Характеризуется малыми кажущимися сопротивлениями порядка 5 омм, кривая ПС слабо дифференцирована.

Мощность от 11 м (скважина 55) до 20,4 м (скважина 7).

Средняя мощность - 16,4 м.

Саргаевский горизонт - Дз

Известняки серые с коричневатыми или зелеными оттенками, неравномерно глинистые, тонкозернистые.

Верхняя граница отбивается по смене известняков саргаевского облика на темно-серые битуминозные известняки доманиковского облика.

Характеризуется высокими (до 500 омм) сопротивлениями, кривая ПС не дифференцирована.

Мощность от 4,9м (скважина 2) до 11м (скважина 69).

Средняя мощность - 7 м.

Семилукский горизонт - Дз

Известняки темно-серые, битуминозные, участками глинистые. В породах часто встречаются остатки остракод, гастропод, кониконх Lingyla bicostrae Bac. Cyonetes Sp., Atripa exgrreticularis Linn.

На каротажных диаграммах выделяется по большим сопротивлениям (до 600 омм), кривая ПС не дифференцирована.

Мощность от 35,3 м (скважина 7) до 41,1 м (скважина 44).

Средняя мощность - 38,3 м.

Верхнефранский подъярус

Известняки светло-серые, тонко и мелкозернистые, неясно слоистые, вверху почти белые, мучнистые. В разрезе встречаются Cyrtospirifer ct.Conoides Rost, Lingulifora ct subpopallela, Manticoceras sp. Peramidalio simplex Phill var. Damanicensis Mark.

Характеризуется кажущимися сопротивлениями порядка 20-200 омм; кривая ПС слабо дифференцирована.

Мощность от 119,7 (скважина 4) до 170,7 м (скважина 7).

Средняя мощность - 143,7 м.

Фаменский ярус - Дз

Известняки светло-серые, почти белые, в различной степени доломитизированные, мелко и среднезернистые, с редкой фауной брахиопод, остракод, криноидей.

Нижняя и верхняя границы проводятся условно по сопоставлению с соседними площадями.

Характеризуется кажущимися сопротивлениями в пределах 20-300 омм, кривая ПС слабо расчленена.

Мощность от 253 м (скважина 3) до 460 м (скважина 55).

Средняя мощность - 350,2 м.

Каменноугольная система - С

Нижний отдел - С 1

Турнейский ярус - С 1t

Представлен лихвинским и чернышенским надгоризонтами.

Лихвинский надгоризонт - известняки светло-серые, почти белые, мелкозернистые, сильно пористые с глинистыми примасками.

В чернышевском надгоризонте условно выделяются черепецкий и кизеловский горизонты.

Черепецкий горизонт сложен известняками светло-серыми с коричневатым оттенком, органогеннодетрисовыми, иногда неравномерно нефтенасыщенными.

Верхняя граница хорошо отбивается литологически и палеонтологически по смене известняков с фораминиферами кизеловского горизонта аргиллитами с верхнемалиновскими спорами.

Выпадение из разреза верхней части кизеловского горизонта указывает на перерыв в осадконакоплении в конце турнейского и начале визейского времени.

Породы характеризуются кажущимися сопротивлениями до 1000 омм, кривая ПС дифференцирована.

Мощность от 100,8 (скважина 27) до 125,8 м (скважина 44).

Средняя мощность - 115,9 м.

Визейский ярус - С1v

Представлен терригенными отложениями малиновского и яснополянского надгоризонтов.

В основных частях поднятия мощность терригенных отложений небольшая:

Асюльская площадь - 70-80 м., Константиновская и Утяйбашская площади - 69-74 м., Пальниковская площадь - 78 м.

В центральной части Батырбайского выступа и на крыльях поднятий мощность увеличивается до 90 м, а на восточном крыле Асюльского поднятия, совпадающего с бортом Камско - Кинельского прогиба, мощность доходит до 114 м (скважина 3) - 230 м (скважина 8).

Малиновский надгоризонт - С1-vmn

Аргиллиты темно-серые, углистые, алевролиты темно-серые, углисто-глинистые, грубозернистые, иногда глинистые известняки.

Хорошо выделяется на электрокаротажной кривой низкими кажущимися сопротивлениями и положительной аномалией ПС.

Мощность от 1м (скважина 4) до 14,9 м (скважина 3).

Средняя мощность - 3,6 м.

Яснополянский надгоризонт - С1-jsp

Бобриковский горизонт - С1-вв

Переслаивание алевролитов, песчаников с подчиненными прослоями алевролитов и каменных углей.

Песчаники светло-серые и серые, мелкозернистые, алевритистые.

Алевролиты серые и темно-серые, мелко и чаще разнозернистые.

Отложения бобриковского горизонта отличаются от пород выше и нижележащих горизонтов содержанием остатков растений и отсутствием морской фауны.

Верхняя граница горизонта условно отбивается по подошве тульского нижнего пласта (Тл 2).

В бобриковском горизонте выделяется два проницаемых пласта (Бб1, Бб2), нефтенасыщенных на ограниченных участках.

Породы характеризуются сопротивлениями порядка 10 омм и хорошо дифференцированной кривой ПС.

Мощность от 16,9 (скважина 84) до 41 м (скважина 8).

Средняя мощность - 29,3 м.

Тульский горизонт - С1

По литологическому составу расчленен на нижнюю - терригенную пачку континентальных отложений и верхнюю - карбонатно-терригенную пачку морских отложений.

Терригенная пачка сложена темно-серыми песчаниками и алевролитами, участками глинистыми, с отпечатками растений.

Карбонатно-терригенная пачка сложена доломитами коричневато-серыми, мелкозернистыми, песчанниковидными; известняками серыми и темно-серыми, неравномерно глинистыми и доломитизированными, мелкодетретовыми, тонкозернистыми; песчаниками желтовато-серыми, кварцевыми, мелко- и среднезернистыми, местами нефтенасыщенными, с подчиненными прослоями аргиллитов.

Кровля горизонта отбивается на каротажных диаграммах по повышению кажущихся сопротивлений, присущих окско-серпуховским отложениям и подтверждается палеонтологически.

В тульском горизонте выделяются пять нефтяных пластов (Тл2б, Тл2а, Тл1в, Тл1б, Тл1а).

Характеризуется сопротивлениями порядка 2-10 омм (терригенная часть) и 80 -100 омм (карбонатная часть). Кривая ПС хорошо дифференцирована.

Мощность от 30 (скважина 9) до 62,5 м (скважина 71).

Средняя мощность 48,8 м.

Окско-серпуховский надгоризонт - С1

Известняки светло-серые и серые, тонкозернистые и органогенно-детритовые, участками доломитизированные и глинистые, эолитовые.

Доломиты коричневато темно-серые, тонко- и мелкозернистые, кристалическизернистые.

Породы характеризуются сопротивлениями до 500 омм, кривая ПС не дифференцирована.

Мощность от 192,3 м (скважина 42) до 261,7 м (скважина 8).

Средняя мощность 217,0 м.

Средний отдел - С2

Башкирский ярус - С2-в

Известняки светло-серые, почти белые, мелкодетритовые, часто водорослевые, прослоями тонкозернистые, местами сильно пористые, прослоями глинистые, в подошве с мелкой галькой и гравием, что указывает на размыв между нижне- и среднекаменноугольными отложениями, с фауной фораминифер.

Кровля яруса отбивается четко палеонтологически и по смене светлоокрашенных более чистых известняков на аргиллиты, залегающие в основании верейского горизонта, что отражается на каротажных диаграммах сменой больших сопротивлений на меньшие.

Характеризуется большими значениями КС (до 300 омм), кривая ПС дифференцирована.

Средняя мощность 70-80 м.

Московский ярус - С2

Верейский горизонт - С2-v

Известняки от светло- до темно-серых, органогенно-детритовые, тонкозернистые, глинистые , участками нефтенасыщенные. аргиллиты темно-серые, почти черные.

Верхняя граница горизонта отбивается по каротажному реперу, соответствующему подошве каширского газонефтяного пласта.

В кровле горизонта выделяется газо-нефтянной пласт - К.

Характеризуется сопротивлениями от 10 до 100 омм, кривая ПС хорошо дифференцирована.

Мощность от 47 (скважина 47) до 83 м(скважина 82).

Средняя мощность - 72,5 м.

Подольский горизонт - С2-pd

Известняки серые и светло-серые, тонко- и мелкозернистые, органогенно-детритовые, неравномерно доломитизированные и доломиты светло-серые, микро- и тонкозернистые.

Характеризуется сопротивлениями порядка 10-200 омм, кривая ПС дифференцирована.

Мощность от 44,9 (скважина 50) до 74 м (скважина 97).

Средняя мощность - 60,5 м.

Верхний отдел - С2

Доломиты коричневато-серые, тонкозернистые, ангидритизированные, окремнелые и известняки светло-серые, мелко- и тонкозернистые, с включением ангидрита.

Характеризуется невыдержанными сопротивлениями до 400 омм, кривая ПС почти не дифференцирована.

Мощность от 81 м (скважина 3) до 163,7 м (скважина 10).

Средняя мощность - 127,5 м.

Пермская система - Р

Нижний отдел - Р1

Сакмарский + ассельский ярусы - Р1s+as

Известняки коричневато- и желтовато-серые, прослоями окремнелые, часто доломитизированные и доломиты известковистые, с включениями гипса и ангидрита.

Кровля отбивается по прослоям темно-окрашенных коричневатых известняков с многочисленной фауной колониальных кораллов.

Характеризуется сопротивлениями до 1000 омм, кривая ПС слабо выражена.

Мощность от 144,5 м (скважина 32) до 224,2 м (скважина 3).

Средняя мощность 196,7 м.

Артинский ярус - Р1а

Известняки серые, кристаллические и доломиты серые, известковистые, часто окремнелые; с многочисленными члениками криноидей, мшанок, водорослей, остракод и фораминифер.

Характеризуются сопротивлениями от 750 до 1000 омм, кривая ПС не дифференцирована.

Мощность от 81,5 м (скважина 35) до 179 м (скважина 14).

Средняя мощность - 121,2 м.

Кунгурский ярус - Р1

Филипповский горизонт - Р1

Доломиты светло-серые и серые, прослоями оолитовые и органогенно-обломочные, с пелециподами, мелкими брахиоподами, остатками флоры.

Характеризуется небольшими сопротивлениями, слабо выраженной кривой ПС.

Мощность от 6 м ( скважина 17) до 48 м (скважина 97).

Средняя мощность - 16,7 м.

Иреньский горизонт - Р1

Нижнеиреньский подгоризонт -Р1

Ангидриты голубовато-серые и серые, кристаллические и доломиты желтовато-серые, кристаллические, с прослоями глины и гипса.

Мощность от 23 (скважина 44) до 52 м (скважина 36).

Средняя мощность - 42,5 м.

Верхнеиреньский подгоризонт - Р1

Ангидриты голубовато-серые и голубые, кристаллические, с включениями глины и гипса.

Характеризуется высокими сопротивлениями порядка 500-1000 омм, кривая ПС дифференцирована слабо.

Мощность от 24 м (скважина 50) до 69 м (скважина 66).

Средняя мощность - 52 м.

Верхний отдел - Р2

Уфимский ярус - Р2

Соликамский горизонт - Р2

Доломиты серые и светло-серые, ангидритизированы, известняки серые с прослоями глин, песчаники зеленовато-серые, глинистые мергели.

Характеризуется сопротивлениями до 150 омм, кривая ПС не дифференцирована.

Мощность от 25 до 85 м.

Шишминский горизонт - Р2

Загипсованная толща неравномерно чередующихся между собой песчаников, алевролитов, глин, реже известняков и мергелей.

Характеризуется сопротивлениями до 100 омм, кривая ПС слабо дифференцирована.

Мощность до 290 м.

Казанский ярус - Р2

Нижняя граница яруса четко отбивается по кровле репера гипса.

Глины красновато-бурые и коричневые, известковистые и песчанистые; песчаники и алевролиты зеленовато - и коричневато-серые, мелко- и среднезернистые.

Характеризуется низкими сопротивлениями порядка 50 омм, кривая ПС слабо дифференцирована.

Видимая мощность на водоразделах до 120 м.

Четвертичные отложения

На размытую поверхность шешминского горизонта ложатся четвертичные отложения: суглинки, глины, пески, галечник.

Мощность до 25 м.

2.2 Тектоника

В основе тектонического строения Пермской области лежат три крупных структурных элемента: восточная часть Русской платформы, Предуральский краевой прогиб и западный склон Урала.

В пределах платформенной части выделяются три положительных структуры первого порядка: на северо-западе - Коми-Пермяцкий палеосвод, в центральной части - Пермский свод, на юге области северный склон Башкирского свода.

Коми-Пермяцкий свод отделен от Пермского свода Верхне-Камской впадиной, Пермский и Башкирский своды разделены Шалымским прогибом, являющимся частью Камско-Кинельской системы прогибов.

На Башкирском своде выделяются купола: Чернушенский, Куединский, Батырбайский.

Батырбайское месторождение нефти и газа приурочено к положительной структуре - Батырбайскому куполу, расположенному северо-западнее Чернушинского купола во внутренней зоне Камско-Кинельской системы прогибов и представляет собой типичную рифовую структуру.

По данным сейсморазведочных работ в районе Батырбайского поднятия намечается положительная структура по додевонским горизонтам поверхности фундамента, что свидетельствует о некоторой тектонической активности данного района, которое в додевонское время явилось причиной рифообразования на Батырбайском участке.

В результате бурения 10-ти скважин, вскрывших терригенные отложения, а так же данных по сейсморазведке установлено, что по кровле Кыновского горизонта положительные структурные формы отсутствуют, а наблюдается пологое моноклинальное залегание слоев.

В пределах Батырбайского купола выделяются: Асюльское поднятие - на востоке, Константиновское - на западе, Утяйбашское - на северо-западе, Пальниковское и Зайцевское - на севере. Центральная часть купола между Асюльским и Константиновским поднятиями представляет собой пониженную площадь - Искильдинская терраса.

Тектоническое строение Батырбайского купола в современном структурном плане выглядит следующим образом: по кровле тульского горизонта выявленные размеры Батырбайского купола 29,0 х 21,0 км. Четко выделяются Асюльское, Константиновское, Утяйбашское, Пальниковское и Зайцевское поднятие.

Константиновское поднятие по кровле тульского горизонта имеет форму асимметрично изогнутой брахиантиклинальной складки. Простирание складки меняется с юго-западного на северо-восточное. Присводовая часть поднятия осложнена несколькими отдельными незначительными по размерам куполками.

Поднятие значительно выполаживается, особенно западное крыло. Углы падения крыльев: западного до 1 градуса, восточного - 25 минут.

Кроме того, произошло выхолаживание отдельных структурных элементов. Так, если по тульским отложениям поднятие осложнялось тремя куполками сводовой части, то по кровле верейских отложений произошло слияние их в один купол наивысшей абсолютной отметкой - 803,5 м в скв. № 57. Исчез купол в районе скв. №51; купол в районе скв. № 57 сохраняется. Общие размеры поднятия в пределах изогипсы -803,5 м. 14,0 х 5,5 - 9,0 км. Амплитуда 36,5 м.

Наиболее детально Батырбайский купол глубокими и структурно - поисковыми разведочными скважинами изучен по нижнепермским отложениям.

По данным отложениям купол имеет размеры 29,0 х 23,0 км и становится еще более пологим, чем по среднекаменноугольным отложениям. На структурной карте резко вырисовывается северная граница купола. Западное, северное, юго-западное крылья его довольно крутые и имеют углы падения до 1 градуса 30 минут.

Константиновское поднятие по артинским отложениям имеет размеры: в пределах изогипсы - 180 м 7,5х3,5 км. Углы падения крыльев по сравнению с отложениями среднего карбона более пологие - 40 минут - 1 градус 10 минут. Амплитуда поднятия 25 м.

В районе скв. № 51 отмечается небольшой по размерам самостоятельный купол с амплитудой 12 м.

Таким образом, из анализа тектонического строения видно, что:

Батырбайский купол представляет собой положительную тектоническую форму с прогибом в центральной части;

Константиновское поднятие купола изучено по нижне-, среднекаменноугольным и пермским отложениям довольно детально;

изучение тектонического строения по всем маркирующим горизонтам показало полное совпадение структурных планов по нижнепермским и нижнекаменноугольным отложениям в пределах Батырбайского купола;

общей закономерностью для всех поднятий купола является постепенное выхолаживание крыльев поднятий от более древних образований к более молодым.

2.3 Нефтегазоносность

Промышленная нефтегазоносность на месторождении приурочена к четырем комплексам: верхнедевонско-турнейскому карбонатному, малиновско-яснополянскому терригенному, визейско-башкирскому карбонатному, московскому терригенно-карбонатному.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс

Нефтяные залежи на Асюльской и Константиновской площадях приурочены к пористым разностям известняков турнейского яруса.

Изучение промыслово-геофизических материалов позволило установить на месторождении по данным радиокаротажа и микрометодов наличие двух пачек Т1 иТ2. Малый объем информации по опробованию скважин, а так же совместный прострел пачек в скв. 1 и 57 не позволяют рассматривать пласты самостоятельно. Поэтому предполагаемые залежи на каждой из площадей соответствуют пластам Т1+Т2 и имеют единые контакты, значения которых приняты по нижнему отверстию интервала перфорации, давшего нефть.

Всего на месторождении опробовано семь скважин, из них нефть получена в четырех.

Залежи установлены на Асюльской и Константиновской площадях, водонефтяные контакты приняты условными по результатам испытания скв. 9 и 57 на отметках соответственно минус 1255 и 1256 м.

В пределах залежи, согласно принятому ВНК, выделены эффективные нефтенасыщенные толщины. В водонасыщенной части проницаемые пропластки выделены в близлежащих к залежи скважинах, в остальных - лишь кровля пласта, соответствующая кровле первого проницаемого пропластка. Общая толщина пласта до ВНК 0,8-27,6 м, число проницаемых прослоев достигает 10.

Коэффициент расчлененности по площадям изменяется от 2,4 до 4,2, доля коллектора от общей толщины - 0,35-0,42 .

Залежи небольшие по размерам, причем на каждой из площадей, в соответствии с гипсометрией пласта, они разделены на отдельные поднятия. По своему типу залежи пластово-массивные.

Малиновско-яснополянский терригенный комплекс

В терригенной толще нижнего карбона выделены пласты: Тл1а, Тл1б, Тл1в, Тл2а, Тл2б, Бб1, Бб2, Мл.

Пласт Мл в большинстве скважин представлен плотными породами. Там, где он проницаем, чаще всего водонасыщен и лишь в скв. 4, 131, 139 Асюльской, 249, 270, 366, 462 Константиновской и Утяйбашской площадей по промыслово-геофизическим данным пласт нефтенасыщен. Эффективная толщина в основном 1,2-1,6 м, максимальное значение в скв. 270 - 7м. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 1,4 до 7,0 м.

Учитывая характер насыщения, в пределах пласта выделяется несколько литологически экранированных линз небольших по размерам (0,2х0,3 - 0,6х1,2 км).

Опробован пласт, совместно с другими, только в скв. 270. Начальный дебит нефти 57,7 т/сут. Исходя из этого, промышленно нефтеносным пласт признан в пределах указанной линзы. Поверхность ВНК принята по отметке нижнего проницаемого пропластка - минус 1249 м.

Бобриковский горизонт

Залежи нефти, приуроченные к пластам Бб2 и Бб1, имеют линзовидный характер и незначительны по размерам - от 0,3х0,7 до 1,0х2,7 км (табл. 1). Они выделены на Асюльском, Константиновском и Утяйбашском поднятиях.

Дебиты пластов, раздельно опробованных в разведочных скважинах, колеблются от 7,2 до 45,2 т/сут. Промышленные притоки в добывающих скважинах получены в основном при совместном испытании нескольких объектов.

Пласт Бб2 представлен 1-4 проницаемыми прослоями толщиной 0,4-9,6 м. Коэффициент расчлененности не превышает 1,4 (табл.1).

Изменение общей и эффективной толщины дано в табл. 2, коэффициент песчанистости по площадям колеблется от 0,52 до 0,65.

Аргиллитовый раздел между пластами меняется от 0,6 до 7,4 м, достигая в среднем 3-4 м.

Пласт Бб1 характеризуется большей расчлененностью и меньшей песчанистостью по сравнению с пластом Бб2 (табл. 1).

Пластам свойственны зоны замещения коллектора плотными породами. Залежи по типу пластовые сводовые, в большинстве случаев с литологическим экраном.

Перемычкой, отделяющей пласт Бб1 от вышележащего Тл2б, служит хорошо прослеживаемая толща (2-7 м) аргиллитов и алевролитов.

Тульский горизонт

Залежи приуроченные к пластам Тл2б и Тл2а, выделяются на всех площадях Батырбайского месторождения. Показатели, характеризующие их, сведены в табл. 1.

Пласты разделены плотным прослоем в 1-3,6 м. Литологически более однороден пласт Тл2а. В пределах платов выделяются от 1 до 6 проницаемых прослоев, в среднем 2 на скважину, толщиной 0,4-11,2 м. Изменение толщины и коэффициентов песчанистости дано в табл. 1, 2.

Залежи по типу пластовые сводовые, максимальная высота залежи пласта Тл2а Константиновской площади 38,5 м.

Пласты характеризуются наибольшим числом опробованных скважин, дебит нефти которых колебался в пределах 0,5-128 т/сут.

Для пластов Тл1в, Тл1б, Тл1а свойственно частое замещение коллекторов плотными породами. По типу залежи пластовые литологически экранированные и выделяются на Асюльской, Константиновской и Утяйбашской площадях.

Пласт Тл1в, общая толщина которого 1,6 -6,2 м, представлен в основном одним проницаемым прослоем (0,4-6,0 м) и характеризуется коэффициентом песчанистости 0,38-0,46.

Четко ограниченный по кровле и подошве аргиллитовыми прослоями толщиной соответственно 3-6 и 1,2-3,6 м, пласт Тл1б представлен 1-2 проницаемыми пропластками (0,4-4,1 м). Коэффициент песчанистости колеблется по площадям от 0,32 до 0,47 (табл. 1).

Пласт Тл1а отличается наиболее высоким коэффициентом песчанистости - 0,44-0,66. Общая толщина его достигает 9,4 м.

Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 1,5.

Визейско-башкирский карбонатный комплекс

В пределах комплекса промышленно нефтеносными являются карбонатные отложения башкирского яруса. Пластово-массивного типа залежи приурочены к Асюльскому и Константиновскому поднятиям, пластовая сводовая к Утяйбашскому поднятию.

На основе детальной корреляции в продуктивной толще башкирского яруса выделено 3 подсчетных объекта: Бш1, Бш2, Бш3. Основными объектами являются Бш1 и Бш2, опробованные либо совместно, либо только Бш1.

Коэффициент неоднородности (расчлененности и доля эффективной толщины от общей) в зонах повышенных эффективных толщин имеют наибольшие значения. Так, на Константиновской площади они составляют 10-36 и 0,3-0,6, а в приконтурных частях величины их не превышают 8 и 0,2. Изменение коэффициентов по пластам Бш1 и Бш2 в пределах площадей сведены в табл. 1.

При разработке башкирской залежи нефть в добывающих скважинах получена с отметок значительно выше, чем при разведке. Так, на Константиновской площади самые низкие отметки колеблются в основном в пределах минус 906-910 м, на Асюльской - минус 900-902 м. в ряде скважин (371, 374, 440, 446, 515) вода получена с более высоких отметок, чем нефть.

Неоднородность коллекторов, наличие переходной зоны, плотных изолирующих прослоев в подошве затрудняет определение ВНК. Колебания отметок получения воды и нефти в скважинах (от -901 до -916 м) свидетельствует о том, что поверхность ВНК имеет сложное строение.

Исходя из вышеизложенного, залежь каждого из подсчетных объектов ограничена условной поверхностью, приближенной к зоне разработки, в основу определения которой положены результаты опробования скважин.

Для Константиновской площади ВНК для пласта Бш1 принят на отметке минус 908 м, Бш2 минус 912 м.

Характеристика залежей сведена в табл. 1.

Нижняя пачка Бш3 испытана лишь в скв. 58 Константиновской площади, где с абсолютных отметок минус 933-945 м получена пластовая вода. В пределах поверхности, принятой условно по нижним отверстиям интервала перфорации, давшим нефть в пласте Бш2 на отметках минус 914 м по Асюльской площади и 916 м по Константиновской площади, установлены незначительные по размерам залежи, высота их составила соответственно по площадям 5,3 м и 10,1 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,2 до 3,8 м, а средневзвешенная толщина равна 1,2 м. Балансовые запасы, определенные в пределах указанных границ, составили 221 и 371 тыс.т и на утверждение не представлены.

На Утяйбашской площади нефтеносен лишь Бш1, условная поверхность ВНК принята по результатам опробования скважин на отметке минус 916 м. Нефть на отметках минус 915,8; 915,7; 915,5 м получена в скв. № 208, 299, 936.

Данные индукционного каротажа, имеющиеся в большинстве скважин этой площади, показали четкое водонасыщение на отметках минус 920,9 - 926,3 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 1 до 6,4 м, отношение эффективной толщины к общей составляет 30 %, коэффициент расчлененности равен 6,2. Размеры залежи 2,2 х 3,9 км, высота 14,2 м.

Московский терригенно-карбонатный комплекс

Верейский горизонт

Пласт В3В4

В подошве верейского горизонта выделяются газонефтяные пласты В3 и В4.

Разделенные аргиллитовым прослоем (2-2,5 м) они являются единым подсчетным объектом, общая толщина которого 14-16 м. В кровле и подошве пласт В3В4 ограничен толщами аргиллитов и алевролитов соответственно до 9 и 6 м.

В пределах пласта выделяются 1-12 проницаемых прослоев толщиной 0,2-7,4 м.

Самостоятельные нефтяные залежи с раздельно обоснованными контактами приурочены к Асюльскому, Константиновскому и Утяйбашскому поднятиям.

Промышленная нефтегазоносность пласта Асюльской и Константиновской площадей была доказана результатами испытаний разведочных скважин.

На Асюльской площади по результатам опробования вертикальной скважины №120. ВНК залежи обоснован по нижнему отверстию перфорации на глубине минус 881 м.

На Константиновской площади при испытании скв. № 51, где при абсолютных отметках интервала перфорации минус 873,8 -875,7 м с учетом проницаемых прослоев отмечены притоки нефти (1 т/сут) и воды (1 м³/сут), значение ВНК принято на отметке 875 м.

На каждой из рассмотренных площадей для нефтяных залежей характерно наличие газовых шапок. Для обоснования газонефтяных контактов использованы разведочные скважины. ГНК по результатам опробования скв. 80 и 39 приняты на отметках нижних отверстий перфорации минус 832 м для Асюльской площади и минус 872 м для Константиновской, с которых получен газ.

Размеры залежей и основные параметры сведены в табл.1. Изменение общей и эффективной толщин дается в табл.2.

Залежь нефти на Утяйбашской площади открыта в процессе эксплуатационного бурения, на разведочном этапе притока из пласта в скв. 43 получено не было. Дебит нефти в скв. 934 составил 21,8 т/сут на 5 мм штуцере. По результатам опробования ВНК залежи принят на отметке минус 883 м.

Пласт В2

Отмеченный ранее при опробовании скв. 31, 88 и давших соответственно нефть и нефть с водой пласт В2 не изучался, но по заключениям БКЗ ряда добывающих скважин (227, 235, 514 и др.) дается его насыщение. По-видимому, пласт В2, сложенный песчаниками и алевролитами, имеет локальное развитие.

Пласт В1

Выделенный по кровле верейского горизонта пласт В1 газонефтеносен на Асюльском и Константиновском поднятиях.

Небольшой по толщине пласт (1,8-3,4 м) представлен в основном единым прослоем (0,4-3,0 м) и характеризуется высоким процентом эффективной толщины от общей (59-70 %).

В подошве пласт ограничен толщей аргиллитов до 9 м, а от вышележащего пласта К он отделен плотными разностями карбонатных пород (5-6 м).

К пласту приурочены две газонефтяные залежи. Характеристика залежей и данные об отметках ВНК и ГНК сведены в табл. 1.

Каширский горизонт

Пласт К

Пласт выделяется в подошве горизонта, состоит из 1-5 прослоев (0,2-6,0 м). Процент эффективной толщины от общей составляет 42-52 %. В отдельных скважинах коллектор замещен плотными породами.

Каширская залежь на месторождении является единой, включающей в себя Асюльскую, Константиновскую и Искильдинскую площади. На Утяйбашской площади выделяется самостоятельная залежь. Сведения о положении ГНК и ВНК, полученных при испытании скв. 533 Константиновской площади, приведены в табл. 1.

Подольский горизонт

Пласт Пд

Выделяемый пласт газовый и охватывает довольно большой интервал разреза, приуроченный к подошве подольского и кровле каширского горизонтов. Условно ограниченный в кровле и подошве интервалами перфорации пласт имеет общую толщину 37,4-48,4 м и характеризуется сильной расчлененностью - выделяется от 1 до 21 проницаемых прослоев. Эффективная толщина пласта составляет в среднем 20 % от общей.

Залежь пласта единая, объединяющая Асюльскую, Константиновскую и Искильдинскую площади. ГВК по результатам опробования разведочных скважин принят на отметке минус 755 м.

Размеры залежи и ее основные характеристики даны в табл.1.

2.4 Гидрогеологическая характеристика разреза

Батырбайское месторождение находится на восточной окраине Восточно-Русского артезианского бассейна.

Для него характерна отчетливо выраженная вертикальная гидрохимическая зональность и хорошая гидродинамическая изоляция залежей углеводородов, обусловленная высокой эффективностью регионального Кунгурского флюидоупора и наличием мощной толщи верхнепермских терригенных отложений.

Гидрологическая характеристика месторождения базируется на материалах, полученных в процессе структурно-поисковых и разведочных буровых работ.

При отсутствии фактических данных, необходимые гидрологические и гидрохимические параметры оценивались приближенно с использованием эмпирических зависимостей и региональных закономерностей, выявленных лабораторией гидрогеологии ПермНИПИнефть в нефтеносных регионах Пермского Прикамья. Так вычислялись величины начального пластового давления и температуры подземных вод в зависимости от глубины залегания характеризуемых объектов.

Приведенный напор пластовых вод (плоскость сравнения -2500 м) определен по методике А.И.Силина-Бекчурина.

Направление возможных межпластовых перетоков оценивалось с использованием методики Б.В.Озолина. Фильтрационные параметры водоносных пластов вычислены по кривой восстановления давления. Вязкость вод определена с учетом ее зависимости от минерализации и температуры по графику А.И. Чистовского и М.И. Зайдельзона. Дефицит насыщения пластовых вод сульфатами вычислен по методике, предложенной А.И.Чистовским.

Додевонский водоносный комплекс вскрыт в скв. 30, 31 на глубинах 2159-2323, толщина его до 197 м.

Начальное пластовое давление, рассчитанное по общему уравнению связи с глубиной залегания водоносных пластов и для палеозоя (Р= 0,0113Н-15, где Р - МПа, Н - м), равно 23,4-24,8 МПа. Коэффициент продуктивности скважин не превышает 0,001м³/сут*МПа.

Температура подземных вод вблизи кровли вендских отложений 43⁰ С. Подземные воды имеют высокую минерализацию до 288 г/л (плотность 1200 кг/м³), сильно метаморфизованы. Сульфатность вод незначительна, дефицит сульфатных ионов равен 54%. Для вод характерно повышенное содержание брома (1520 мг/л) при малых количествах йода (9,5 мг/л), бора (9,3 мг/л ), аммония (103 мг/л).

Гидрохимические показатели свидетельствуют о хорошей гидродинамической изоляции додевонских отложений. Водорастворенный газ, отобранный в скв. 7, относится к метаново-азотному типу.

В толще палеозойских отложений по литолого-стратиграфическим признакам выделяется несколько водоносных комплексов. Ниже приводится их краткое описание.

Средне-, верхнедевонский водоносный комплекс преимущественно терригенных пород залегает на глубинах 2106-2286 м, толщина его 35-40 м. Он перекрыт региональным эффективным флюидоупором, сложенным кыновскими глинами и аргиллитами толщиной 19 м. Начальные пластовые давления вблизи кровли комплекса изменяются от 22,4 до 24,4 МПа. По расчетным данным температура пластовых вод равна 35-37⁰ С.

При исследовании характеризуемого комплекса в скв. 69 Константиновского поднятия установлено, что пластовое давление, равное 23,1 МПа, соответствует нормальному. Статический уровень зафиксирован на глубине 173 м. Коэффициент продуктивности скважины составил 0,082 м³/сут*МПа. Приведенный напор пластовых вод - 445 м.

Район Батырбайского месторождения располагается в зоне пониженных приведенных напоров пластовых вод. Воды комплекса, опробованые в скв. 69, отличаются сильной метаморфизацией (0,53), низкой сульфатностью (0,14), повышенным содержанием брома (1270 мг/л), сравнительно малыми концентрациями йода, бора и аммония. По гидрохимическим показателям эти воды близки водам додевонских отложений.

Верхнефранско-турнейский водоносный комплекс карбонатных отложений залегает на глубине 1387-1768 м. Толщина его равна 553-722 м. Покрышкой комплекса служат верхнетурнейские глинистые известняки и малиновские глины, средняя толщина которой 7,7 м. При бурении в верхнефранских и фаменских отложениях в скв. 2 и 7 на глубинах 2028 и 1690 м наблюдалось поглощение промывочной жидкости. Фаменские отложения испытаны в скв. 57 Константиновского поднятия. Коэффициент продуктивности составил 0,029 м³/сут*МПа. Статические уровни подземных вод в скважинах, вскрывших турнейские отложения, устанавливались на глубинах от 40 м (скв. 1) до 73 м (скв. 57). Начальные пластовые давления, замеренные в этих скважинах, на 0,15 МПа превышают нормальные величины расчитанные по формуле: Р = 0,011*Н-11,3 , где Р- МПа, Н-метры. Приведенный напор равен 626-548 м. Установлено, что в сводовой части поднятий в районе скв. 57, 79 возможен нисходящий переток пластовых вод из турнейских отложений в пашийские. Коэффициент гидропроводности равен (2-16)*10-7 м²*м/(Па*с). При эффективной водонасыщенной толщине 660-640 м проницаемость пород - 4,6 -36 мД. Коэффициент фильтрации 0,003-0,03м³/сут, вязкость пластовых вод при t= 29⁰ С составила 1,41*10-3 Па*с. Коэффициент продуктивности скважин колеблется от 0,01 до 0,21 м³/сут*МПа. Породы комплекса насыщены хлоркальциевыми рассолами повышенной минерализации (до 263 г/л). Метаморфизация их невелика - 0,70-0,75, коэффициент сульфатности повышен до 0,24-0,34. Поронасыщение сульфат-ионом установлено на участках скважин 1 и 57. Проба, взятая в скв. 34, содержит сероводород - 75 мг/л (йода - 12-15 мг/л, бора - 22-34 мг/л, брома - 632-724 мг/л). Водорастворенный газ из скв. 57 имеет углекисло-азотно-метановый состав. Газонасыщенность вод здесь равна 340 см³/л.

Нижне-средневизейский водоносный комплекс преимущественно терригенных пород залегает на глубине 1322 (скв. 7) - 1554 м (скв. 8). Он перекрыт плотным глинистым известняком со средней толщиной 7,9 м.

Начальное пластовое давление находится в пределах 14,3-16,0 МПа. В большей части случаев оно близко к нормальным величинам, зависящим от глубины залегания пластов: Р=0,0104*Н - 0,1, где Р - МПа, Н - метры.

В скважине 10 начальное пластовое давление на 0,6 МПа выше, а в скв. 23 на 0,7 МПа ниже нормального.

Статические уровни устанавливаются на глубинах 100-200 м.

Приведенный напор пластовых вод изменяется от 442 до 620 м.

Расчеты показали, что в сводовой части Константиновского поднятия возможен нисходящий межпластовый вертикальный переток.

Коэффициент продуктивности скважин, вскрывающих яснополянские отложения, изменяется от 0,001 до 0,47 м³/сут*МПа. Повышенная водообильность скважин установлена на восточном крыле Асюльского поднятия и на южной переклиналии Константиновского.

Температура пластовых вод равна 26 - 30⁰ С.

Комплекс насыщен хлоркальциевыми рассолами с минерализацией - 275 г/л.

Коэффициент сульфатности (0,01-0,29) и содержание аммония (121-255 г/л) уменьшаются по направлению движения подземных вод. Содержание брома составляет 608-751 мг/л, йода 9-17 мг/л, бора 13-22 мг/л.

Газонасыщенность изменяется от 130 до 440 см³/л. Газ азотно-метанового и метаново-азотного типов характеризуется повышенным содержанием гелия 0,2-0,74 % об.

Окско-серпуховско-башкирский водоносный комплекс, сложенный пористыми известняками, залегает на глубинах от 1011 до 1211 м. Его толщина равна 290-378 м.

Башкирско-верейская покрышка, сложенная глинистыми известняками и аргилитами, имеет среднюю толщину 13,7м.

Начальное пластовое давление (Р), зависящее от глубины залегания (Н) и равное 10,5-11,9 МПа, соответствует нормальным величинам, рассчитанным по уравнению связи: Р=0,0113*Н-17,5, где Р - МПа, Н - метрах.

Статический уровень замерен на глубинах 128-175 м. Приведенные напоры подземных вод изменяются от 409 до 524 м.

Коэффициенты продуктивности скважин составляют 0,0005-0,23 м³/сут*Мпа.

Коэффициент гидропроводности - (7,5 - 8)*10-7 м²*м/(Па*с).

Хлоркальциевые рассолы, насыщающие породы комплекса, имеют минерализацию от 196 до 228 г/л. они отличаются повышенной сульфатностью, которая возрастает в восточном направлении до 1,05.