Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1963
Источник информации: РГФ-22
Метод открытия:
Площадь: 256.81 км²
Пашнинское нефтегазоконденсатное месторождение
Пашнинская локальная структура приурочена к южной части Мичаю- Пашнинского вала и представляет собой асимметричную брахиантикли- нальную складку северо-западного простирания размерами 15x5 км (по замкнутой изогипсе минус 2680 м) и амплитудой 300 метров.
Государственным балансом полезных ископаемых учтены запасы нефти по залежам в отложениях среднего, верхнего девона и нижней перми.
Запасы свободного газа по месторождению учтены по залежи в жи- ветских (старооскольских) терригенных отложениях.
По величине начальных извлекаемых запасов нефти Пашнинское месторождение относится к категории крупных.
Залежи нефти в отложениях живетского (старооскольского) яруса среднего девона (пласт 1в «верхняя» пачка и «основная» толща) пластовые, литологически-ограниченные («верхняя» пачка) и массивные, сводовые («основная» толща), приурочены к мелкозернистым песчаникам кварцевым, трещиноватым, с прослоями глин. Глубина залегания залежей 2665-2695 метров, этаж нефтеносности 145 м («основная» толща) и 180 м («верхняя» пачка) (рис 1). Коллекторы порового типа, с пористостью 13%, эффективной нефтенасыщенной мощностью 7,4-30,7 м. Дебиты скважин достигали 63-70 т/сут.
Нефти по залежам плотностью 0,836-0,842 г/см3, малосернистые, высокопарафинистые.
Начальные извлекаемые запасы нефти в сумме по залежам составляют 65% от суммарных по месторождению.
Рис. 1 Пашнинское газоконденсатнонефтяное месторождение. Нефтяная залежь в основной толще пласта «1в» отложений D2st. Структурная карта кровли проницаемых песчаников основной толщи пласта «1в» живетского яруса среднего девона (Турчанинов и др., 1987 г.).
Залежь нефти в эйфелъских песчаниках среднего девона (пласт III) сводовая, пластовая размерами 7,5x1,5 км, залегает на глубине 3325 м и приурочена к песчаникам кварцевым, разнозернистым с поровым типом коллектора. Пористость - 13%, эффективная нефтенасыщенная мощность - 6,9 м при общей мощности - 32 метра. Этаж нефтеносности составляет 75 метров.
Нефть плотностью 0,833 г/см3 малосернистая, парафинистая. Начальные запасы нефти в пласте составляют 1% от запасов месторождения.
Залежь газоконденсата в эйфелъских отложениях среднего девона (пласт III) (рис. 2). Глубина залегания залежи - 3130 м, размер залежи составляет 8x12 км. Эффективная газонасыщенная мощность - 3,7%, пористость - 11%.
Начальные запасы конденсата в пласте составляет 86% от запасов месторождения.
Залежь нефти в джъерских песчаниках верхнего девона (пласт 1а + 16) сводовая, пластовая, размерами 4,5x13,7 км залегает на глубине 2635 метров и приурочена к кварцевым песчаникам джьерского горизонта верхнего девона. Коллектор порового типа, с пористостью 14% и эффективной нефтенасыщенной толщиной 7 метров.
При испытании скважин дебит достигал 38 т/сут.
Нефть плотностью 0,837 г/см3 малосернистая, парафинистая.
Начальные извлекаемые запасы нефти пластов составляют 2 1% от общих запасов Пашнинского месторождения.
Залежь нефти в фаменских карбонатных отложениях верхнего девона сводовая, пластовая размерами 10x2,0 км, залегает на глубине 1370 м и приурочена к перекристаллизованным и неравномерно доломитизиро- ванным известнякам, выщелоченным, кавернозным, трещинным с поровым, каверново-трещинно-поровым типом емкостного пространства. Пористость коллекторов составляет 12,9%, эффективная нефтенасыщенная мощность по залежи - 8,6 м при общей мощности пласта 15 метров, Дебит нефти по скважинам достигал 12 т/сут.
Рис. 2 Пашнинское нефтегазоконденсатное месторождение. Геологический разрез продуктивных отложений среднего девона по линии I-I.
Нефть плотностью 0,873 г/см3 сернистая, парафинистая.
Начальные извлекаемые запасы нефти по залежи составляют 4% от запасов месторождения.
Залежь нефти в нижнепермских карбонатных отложениях сводовая, массивная размерами 8x2,0 км, залегает на глубине 985 метров и приурочена к известнякам артинского яруса нижней перми доломити- зированным, пористым и кавернозным. Тип коллектора - каверново- поровый с пористостью 17,6%. Эффективная нефтенасыщенная мощность по залежи составляет 15,3 метра при общей мощности 65 метров. Этаж нефтеносности - 74 метра.
Дебит нефти по скважинам достигал 5 т/сут.
Нефть плотностью 0,873 г/см3 сернистая, парафинистая.
Начальные извлекаемые запасы нефти по залежи составляют 8% от запасов месторождения в целом.
Тимано-Псчорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения / М. Д. Белонин, О. М. Прищепа, Е. Л.Теплов и др. - С.-Петербург, Недра, 2004. - 396 с.
Следующее Месторождение: Двубратское