Геологическое строение и гидрогеологические условия Дёмского нефтяного месторождения

В статье авторы изучают химический состав подземных вод Дёмского нефтяного месторождения.

Ключевые слова: нефтяное месторождение, подземные воды.

Дёмское нефтяное месторождение расположено на границе Бижбулякского района Республики Башкортостан и Пономаревского района Оренбургской области.

Демское нефтяное месторождение разрабатывается с 1967 г. [1]

Участок исследования в орографическом отношении приурочен к восточной окраине Восточно-Русской равнины (в пределах Бугульмино-Белебеевской возвышенности), в правобережье р. Демы и междуречье Дема–Услы (рис.1).

Бугульмино-Белебеевская возвышенность имеет выровненные водораздельные поверхности, расчленена глубоко врезанными долинами рек и овражно-балочной сетью. Абсолютные отметки водораздельных возвышенностей 250–300 м, уреза р. Демы–137 м.

В структурном отношении водозаборные участки расположены в краевой части Южно-Татарского свода. До глубины 2000–2650 м разрез представлен палеозойскими отложениями от эмсского яруса нижнего девона до уфимского яруса нижней перми. В долинах рек локально развиты плиоценовые и аллювиальные четвертичные отложения.

Месторождение имеет вытянутую в северо-восточном направлении форму, занимает преимущественно водораздельную возвышенность.

На изучаемой территории не развиты плиоценовые и аллювиальные четвертичные отложения.

Рис. 1. Геологическая карта республики Башкортостан с указанием расположения Демского нефтяного месторождения [2]

Далее приводится описание геологического разреза ниже границы верхнего и среднего карбона, Нижняя часть осадочной толщи выполнена до девонскими отложениями (вендской системой). Вендские отложения представлены слюдистыми алевролитами и аргиллитами. Выше залегают отложения девонской системы (нижний, средний и верхний отделы).

Породы нижнего, среднего и верхнего девона представлены отложениями Эмсский, Эйфельский, Живетский, Франский, Фаменский ярусов соответственно. Породы здесь карбонатно-терригенные: известняки, песчаники, алевролиты, реже встречаются прослои глинистых доломитизированных пород. Средняя мощность — 631 м.

Каменноугольная система представлена отложениями нижнего и среднего отделов (Турнейский, Визейский, Серпуховский, Башкирский, Московский яруса). Сложены они преимущественно карбонатами, с прослоями глинин и с терригенными отложениями. Средняя мощность — 663 м.

В схеме регионального гидрогеологического районирования район работ относится к Камско-Вятскому бассейну пластовых (блоково–пластовых) напорных вод. Камско-Вятский бассейн выделен для водоносных толщ палеозоя, относимых к среднему и нижнему гидродинамическим этажам, залегающих под региональным водоупором (галогенными осадками кунгурского яруса нижней перми). [3,4,5,6]

В ходе изучения результатов анализов воды по химическому составу подземные воды Демского нефтяного месторождения был выделен один продуктивный водоносный горизонт(C ₁ ok +C ₂ b ), который имеет в основном хлоридно-натриевый с общей минерализацией 258955–285293 мг/л.

Водовмещающими породами являются кавернозные, трещиноватые известняки и доломиты.

Окско-башкирский ВК перекрывается верейским водоупорным, локально водоносным комплексом и подстилается радаевско-бобриковским преимущественно водоупорным комплексом.

Верейский водоупорный, локально водоносный комплекс распространен повсеместно. В его разрезе преобладают известняки с прослоями и пачками аргиллитов при общей толщине 30–80 м.

Радаевско-бобриковский преимущественно водоупорный комплекс развит повсеместно. Разрез его общей толщиной от 40–80 м на западе до 20 м на юго-востоке, представлен выдержанными аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников, доля которых уменьшается на юго-востоке. Прослои песчаников и алевролитов содержат подземные воды и нефть.

Нельзя однозначно сказать об их однозначности и окончательности исследования, безусловно, требуются дальнейшие исследования для более точного установления всех характеристик химического состава

Литература:

1. Оценка эксплуатационных запасов технических подземных вод участков недр, эксплуатируемых одиночными водозаборами (6 участков филиала «Башнефть-Ишимбай»: Демский, Белебеевский, Згурицкий, Сатаевский, Исламгуловский и Шкаповский) по состоянию на 01.01.2009 г. ОАО «Башнефть» 2009 год. С. 48. Ин. № 30214.
2. Институт Карпинского // https://vsegei.ru/ru/info/gisatlas/pfo/bashkortostan/ (Дата обращения: 18.12.2023).
3. Гидрогеология СССР. Т. XV. Башкирская АССР. М., Недра, 1972.
4. Гидрогеологические условия формирование и размещения нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской области. М., Недра, 1973.
5. Закономерности размещения и условия формирование залежей нефти и газа Волго-Уральской области. Том IV. Башкирская АССР. М., Недра, 1975.
6. Е. В. Лозин. Тектоника и нефтеносность платформенного Башкортостана М., ВНИИОУЭНП, 1994.