Татарский ярус (p2t)

Разрез сложен толщей красноцветных и пестроцветных терригенных пород с прослоями и линзами известняков и мергелей. Толщина отложений до 50 м.

Четвертичная система (q)

Четвертичные отложения распространены повсеместно. По условиям осадконакопления породы элювиально-делювиального, аллювиально-делювиального и аллювиального генезиса. Элювиально-делювиальные отложения слагают склоны долин, оврагов и водораздельные пространства. В основном это глины, супеси и суглинки с включениями дресвы и щебня коренных пород. Толщина 0,7-8,0 м, редко более 10 м. Аллювиальные и аллювиально-делювиальные отложения развиты в долинах наиболее крупных водотоков. Они представлены суглинками, супесями, песками, в подошве – галечниками. Общая толщина достигает 40 м.

4. Нефтегазоносность

Опалихинское месторождение разрабатывается с 1978 г. Нефтеносность установлена на Западном (пласты Бш, Тл, Т), Западно-Опалихинском (пласты Бш, Тл, Т), Опалихинском (пласты Бш, Тл, Бб, Т) поднятиях. Пласты Тл, Бб приурочены к терригенным отложениям, пласты Бш, Т сложены карбонатными коллекторами. (Приложение1)

Пласт Бш

Залегает в 3,6-12 м от кровли башкирского яруса и сложен органогенными, органогенно-обломочными известняками с редкими прослоями доломитов. Пласт представляет собой частое переслаивание маломощных проницаемых прослоев с плотными карбонатами.

Приуроченность залежей нефти к поднятиям месторождения неравномерная: залежь с промышленным нефтенасыщением открыта на Опалихинском и Западном поднятиях. Нефтенасыщение на Западно-Опалихинском поднятии установлено по геофизическим и керновым данным.

Все залежи нефти пласта Бш относятся к массивному типу. Покрышкой для них служат глинисто-карбонатные породы верейского горизонта и плотные известняки башкирского яруса.

Опалихинское, Западно-Опалихинское поднятия

Пласт вскрыт большим количеством скважин (102 скв.), из которых 14 скважин оказались за контуром нефтеносности. Средняя глубина залегания 1203 м. В пласте выделяются 1-14 проницаемых прослоя, толщиной от 0,3 до 3,0 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 0,6 до 12,9 м.

Коэффициент песчанистости – 0,338; коэффициент расчлененности – 6,43.

Залежь нефти приурочена к двум поднятиям с единым контуром нефтеносности. Основная залежь на Опалихинском поднятии разрабатывается с 1979 года, залежь нефти на Западно-Опалихинском поднятии выявлена по данным ГИС и керновым данным.

Положение водонефтяного контакта принято наклонным: от минус 1061 м на северном крыле залежи (скважины №№395, 407, 13) до минус 1065 м на южном крыле и восточной переклинали залежи.

Геометризация залежи пласта Бш на Западно-Опалихинском поднятии с целью подсчета запасов произведена с учетом осредненного положения ВНК, наклоненного от минус 1061 м на северо-востоке до минус 1065 м на юго-востоке залежи.

Размеры залежи в пределах контура нефтеносности 6,7х 2,2÷0,9 км, высота залежи 14,6 м.

Западное поднятие

Пласт вскрыли 9 скважин в среднем на глубине 1188,6 м. Все скважины характеризуют нефтенасыщенную часть пласта. В разрезе выделяются от 2 до 9 проницаемых пропластков, толщина которых изменяется от 0,4 до 1,7 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 1,0 до 6,4 м.

Коэффициент песчанистости – 0,229; коэффициент расчлененности – 6,78.

Положение ВНК по залежи принято на абсолютной отметке минус 1076,8 м и обосновано по результатам интерпретации материалов ГИС и положения подошвы нефтенасыщенных коллекторов, определенных в скв. №1023 и №1027.

Размеры залежи в пределах контура нефтеносности 1,9х1,3 км, высота 25,6 м.

Промышленный характер залежи доказан результатами опробования и эксплуатации скважины №18.