2.5. Нефтегазоносность.

На Арчединском месторождении разведочными скважинами были опробованы каменноугольные и девонские отложения, начиная с каширских и заканчивая мосоловскими, в результате чего изучена нефтегазоносность всего разреза. Промышленная нефтеносность приурочена песчаникам бобриковского горизонта и известнякам турнейского яруса нижнего карбона и к песчаникам пластов D_I, D_II, D_III верхнего девона. Слабые непромышленные притоки конденсата были приурочены и получены из песчаников воробьевских слоев старооскольского горизонта и из карбонатного пласта мосоловских слоев наровского горизонта. В верхней части каширского горизонта выявлена залежь верхнего продуктивного пласта. В подошве горизонта – газовые пласты. Продуктивность верхней части каширского горизонта установлена скв. 105, где перфорации интервалов 341,0  342,0 м; 337,0  341,0 м получен газовый фонтан. Залежь эксплуатировалась в 1961-1969 гг. Добыча газа составляет 29 млн. м³. Водонасыщенный коллектор определен на отметке –211,3 м в скв. 33. Пласт Iа газоносность установлена в скв. 55, где из интервала 422,0  423,0; 424,0  426,0 получен газ. Самая низкая абсолютная отметка по пласту Iа, с которой получен газ –296,6 м (подошва коллектора скв. 65). Водонасыщенные коллекторы –297,3 скв. 25; –298,6 скв. 30. Положение ГВК принимает на отметке –297. Общая добыча газа составляет 55 млн. м³. Внешний и внутренний контуры газоносности проводятся по изогипсе –297м.

Мелекесский горизонт. Промышленно газоносны IX и X пласты, из них получено 798 млн. м³ газа. IX пласт опробовался в скв. 6 и 14. Скв. 6 абсолютная отметка –517,8  522,8 м; скв. 14 абсолютная отметка –516,1  520,1 м получен фонтан газа. По промышленно-геофизическим материалам ГВК отбить не удалось. Пласт интерпретируется как продуктивный с отметки –521,9 м, поэтому ГВК принимает обе отметки –520 м по данным опробования. Внешний и внутренний контуры газоносности проходят по изогипсе –520 м структурных карт по кровле и подошве коллектора.

Бобриковский горизонт. Залежи горизонта в промышленной разработке с 1949 г., из них добыто 2875 тыс. т. нефти. I пласт бобриковского горизонта опробовался в 20 скв., причем только в 12 из них он опробовался самостоятельно, а в остальных скважинах – совместно с нижележащими пластами. Притоки безводной нефти из I пласта были получены в скв. 23, 27, 33, 40, 91 и 142. По скв. 128 и 127 пласт продуктивен в интервалах –876,3  878,8 м; –875,0  877,3 м. В скв. 79 в интервале –883,9  886,9 м пласт водонасыщен. Исходя из этого, начальный ВНК принимается на отметке –884 м. Внешний и внутренний контуры нефтеносности проводятся по изогипсе –884 м структурных карт по кровле и подошве коллектора. Пласт D_I дал нефть с небольшим содержанием воды (7%) при опробовании скважины скв. 93 в интервале абсолютных отметок –1270,3  1273,3 м. По промышленно-геофизическим данным пласт в скв. 93 продуктивен до подошвы, т. е. До отметки –1273,3 м, а в скв. 107 кровля водонасыщенного (раствора) коллектора имеет отметку –1275 м., при его опробовании из интервала –1275-1279 м. получена вода. Пласт продуктивен в скв. 121, 125, 126, имеющих подошву пласта выше отметки –1273 м. Начальное положение ВНК пласта D_I принимает на абсолютной отметке –1273 м. Нижний и внутренний контуры нефтеносности проводим по изогипсе –1273 м структурных карт по кровле и подошве коллектора. Залежь D_I была в разработке в 1956-1969 гг. Накопленная добыча составила 22 тыс. т. нефти.

Газ Арчединского месторождения сухой, на 98-99% состоящий из метана с небольшой примесью жирных компонентов. Состав его по пластам отличается незначительно. Для газа характерно отсутствие азота и присутствие небольшого количества углекислоты. В более поздних анализах в отдельных скважинах обнаружен азот. Состав газа во времени почти не меняется. Плотность газа по воздуху 0.564, сероводорода нет. Содержания гелия в газе 0.048%.

Нефть бобриковского горизонта тяжелая, плотность 883 кг/м³ в своде и 891 кг/м³ у водонефтяного контакта. Нефть малосернистая (0.25-0.35%), парафинистая (1.71%), смолистая (16.0%), асфальтенов 2.56%, нафтено-метанового типа.

В пластовых условиях плотность нефти 845 кг/м³, вязкость 8.5 сПз, газонасыщенность 45 м³ /т, объемный коэффициент 1.07.

Для газа бобриковского горизонта, растворенного в нефти характерно высокое содержание метана (96.6%), при очень небольшом содержании этана, пропана, бутана (0.70%, 0.13%, 0.23% соответственно), отсутствие пентана и более высокомолекулярных гомологов метана, незначительное содержание углекислоты (0.86%) и азота (1.48%). Сероводорода в газе нет. Плотность газа по воздуху равна 0.570.

Нефть турнейского яруса тяжелая, малосернистая, слабопарафинистая, смолистая нафтено-метанового типа. В стандартных условиях плотность нефтей турнейского яруса колеблется от 884 до 892 кг/м³.

В пластовых условиях плотность нефти 848 кг/м³, вязкость 12.0 сПз, газонасыщенность 40 м³/т, объемный коэффициент 1.06.

Газ турнейского яруса сухой, углеводородный метановый (96.34 %) при очень небольшом содержании этана, пропана, бутана (1.58%, 0.09%, 0.08%). Отсутствует пентан и более высокомолекулярные гомологи. Плотность газа по воздуху 0.570. Сероводорода в газе нет.

Нефть девонских отложений Арчединского месторождения легкая, малосернистая, парафинистая, смолистая, нафтено-метанового типа.

В стандартных условиях плотность нефти: пласт Д₁ – 834 кг/м³, пласт Д₂ – 821 кг/м³, пласт Д₃ – 821 кг/м³.

В пластовых условиях плотность нефти пласта Д₂ 688 кг/м³, вязкость 1 сПз, газонасыщенность 75 м³/т, объемный коэффициент 1.10.

Для газа, растворенного в нефтях девонских отложений, характерно высокое содержание метана В газе отсутствуют пентан и более высокомолекулярные гомологи. Азота в газе по пластам соответственно: 2.64%, 13.7%, 13.76%; углекислого газа 2.78%, 0.28%, 0.6%. Сероводород отсутствует. Относительная плотность газа по воздуху: Д₁ – 0.605, Д₂ – 0.707, Д₃ – 0.716.