Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1955
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 40.69 км²
Альняшское месторождение
Альняшское месторождение в административном отношении расположено в Куединском районе Пермской области.
Рис.1. Обзорная карта
Лицензией на Альняшском месторождении обладает общество с ограниченной ответственностью “Лукойл-Пермь” (лицензия ПЕМ № 12458 - НЭ). Целевое назначение лицензии - добыча нефти и газа. Дата регистрации лицензии 18.06.2004 г., срок окончания действия лицензии 19.07.2015 г.
Альняшское месторождение открыто в 1955 году (при испытании скв.1-Б из пласта Д1 пашийского горизонта был получен приток безводной нефти дебитом 18,9 т/сут на 7 мм штуцере).
Поисково-разведочное бурение проводилось в 1970-71г.г. и с окончанием разведки по материалам 13 поисково-разведочных скважин был проведен первый подсчет запасов нефти и газа (Протокол ГКЗ СССР №6403 от 15.12.71г.).
С 1972 года Альняшское месторождение находится в промышленной разработке. По мере разбуривания пласта Б62 бобриковского горизонта появились новые данные о геологическом строении месторождения, которые позволили уточнить некоторые подсчетные параметры, что вызвало необходимость пересчета запасов нефти и газа (Протокол ГКЗ СССР №.10174 от 01.01.1987 г.). На дату пересчета запасов на месторождении пробурено 53 скважины - 15 разведочных и 38 добывающих.
В районе развита в основном нефтедобывающая промышленность. Быркинское, Гондыревское и др. близлежащие месторождения находятся в стадии промышленной разработки. В 14 км северо-западнее месторождения располагается площадка промысловых сооружений (ППС) Шагиртско-Гожанского месторождения, на которой находится установка по обезвоживанию нефти. Ее производительность принята с учетом подготовки нефти Альняшского месторождения.
В орографическом отношении рассматриваемый район представляет собой холмистую равнину, расчлененную большим количеством оврагов и речных долин. Основной рекой на площади месторождения является р.Буй (левый приток р.Камы). Абсолютные отметки рельефа изменяются от +106 м до +192 м.
Стратиграфия
Геологический разрез Альняшского месторождения является типичным для Волго- Уральской нефтегазоносной провинции - представлен отложениями четвертичной, пермской, каменноугольной, девонской систем и вендским комплексом осадков. Максимальная вскрытая толщина 2122 м (скв.96).
Стратиграфическое расчленение отложений произведено по унифицированной схеме 1962 г. с учетом изменений в расчленении до девона, девона и карбона, принятых на совещании в г. Казани в 1966 г. и на VIII международном конгрессе по стратиграфии и литологии в г. Москве в 1975 г.
Венд
Вендский комплекс представлен алевролитами с прослоями аргиллитов и песчаников. Вскрытая мощность до 111м.
Девонская система
Соелний отдел
Среднедевонские отложения (живетский ярус) представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. К отложениям живетского яруса приурочены залежи нефти (пласты Д2а и Д2б).
Мощность отдела 24-31 м.
Верхний отдел
Отложения верхнедевонского возраста включены в состав фаменского и франского ярусов, представлены мощной толщей карбонатных отложений до 544 м. В нижней части франского яруса выделяются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов, к которым приурочена залежь нефти (пласт Д1).
Толщина терригенных отложений составляет 4-7 м.
Каменноугольная система
Нижний отдел
Нижний отдел представлен отложениями серпуховского, визейского и турнейского ярусов.
Турнейский ярус сложен известняками, участками окремнелыми, с налетами углистого вещества. Мощность - 66-116 м.
Терригенные отложения визейского яруса представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Промышленные залежи нефти приурочены к песчаникам и алевролитам тульского (пласты Тлга и Тлгб) и бобриковского (пласт Б62) горизонтов. Мощность визейского яруса - 52-74 м.
Серпуховский ярус рассматривается совместно с верхневизейским подъярусом и представлен известняками и доломитами. Мощность - 199-277 м.
Средний отдел
Средний отдел включает московский и башкирский ярусы.
Башкирский ярус сложен зернистыми, прослоями окремнелыми, органогенными известняками, к ним приурочена залежь нефти (пласт Бш). Мощность яруса - 37-70 м.
Московский ярус в составе мячковского, подольского, каширского и верейского горизонтов представлен зернистыми, детритовыми известняками и доломитами зернистыми, местами пористо-кавернозными с включениями ангидрита с прослоями аргиллитов. Залежи нефти приурочены к каширскому (пласт К) и верейскому (пласт В3В4) горизонтам.
Мощность среднекаменноугольных отложений - 299-381 м.
Верхний отдел
Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами и известняками с преобладанием кавернозных доломитов. Мощность - 133-187 м.
Пепмская система
Нижний отдел
Отдел включает кунгурский, артинский, сакмарский и ассельский ярусы.
Сакмарский и ассельский ярусы сложены известняками, неравномерно глинистыми, с включениями ангидритов и гипсов, с прослоями доломитов. Мощность - 124-182 м.
Артинский ярус представлен доломитами и известняками, прослоями окремнелыми, с прослоями ангидритов. Мощность - 32-101 м.
Кунгурский ярус представлен филипповским и иренским горизонтами.
Филипповский горизонт сложен доломитами. Толщина - 11-20 м.
Иренский горизонт представлен доломито-ангидритовой пачкой с включениями гипса толщиной 26-49 м и ангидритами плотными, с прослоями доломитов. Мощность - 40-55 м.
В отложениях кунгурского яруса значительную роль играют ангидриты.
Верхний отдел
Разрез верхнепермских отложений (уфимский ярус) представлен аргиллитами, алевролитами, песчаниками и мергелями с прослоями ангидрита, доломита и гипса. Мощность до 322 м.
Четвеотичная система
Четвертичные отложения представлены суглинками, глинами, песками. Мощность до 25 м.
Тектоника
В тектоническом отношении Альняшское месторождение приурочено к Куединскому валу, осложняющему северный склон Башкирского свода (Рис.2).
Рис.2. Выкопировка из сводной схемы тектонического районирования
Структурный план среднекаменноугольных отложений повторяет в общих чертах нижнекаменноугольный.
На структурных картах по кровле терригенных пластов нижнего карбона четко выделяется Альняшская структура, которая представляет собой складку неправильной формы, осложненную двумя поднятиями:
южное (район скв.1, 5, 91, 306) - северо-северо-западного простирания. Размеры поднятия в пределах замкнутой изогипсы -1220 м пласта Ббг бобриковского горизонта составили 2,0x1,1 км;
северное поднятие имеет сложную конфигурацию, изменяя свое простирание с северо-восточного в южной части на почти широтное в северной. Его размеры в пределах замкнутой изогипсы -1200 м пласта Ббг бобриковского горизонта составляют 4,1x2,0 км. Западное крыло более крутое - до 3‘’50^.
Процессами рифообразования объясняется несоответствие тульской и кыновской структурных поверхностей, в связи с чем своды северного и южного поднятий смешены. Альняшская рифогенная структура развивалась на склонах девонских поднятий.
Структурные карты по кровле пластов терригенного девона отражают брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, образованную слиянием северного поднятия Альняшской структуры с юго-восточной частью Шагиртско- Гожанской структуры.
Нефтеносность
На Альняшском месторождении промышленно-нефтеносными являются пласты К каширского, В3В4 Верейского горизонтов, Бш башкирского яруса среднего карбона, Тл2а и Тлгб тульского, Б62 бобриковского горизонтов нижнего карбона, Д1 пашийского горизонта и Д2а, Д26 живетского яруса девона.
Таким образом, в геологическом разрезе месторождения выделяются 9 продуктивных пластов, промышленная нефтеносность которых установлена в процессе опробования и эксплуатации.
Нефтеносные пласты можно объединить в продуктивные толши: верхнюю (пласты К, В3В4, Бш), среднюю (пласты Тл2а, ТЛ26, Б62) и нижнюю (пласты Д1, Д2а и Д26).
Ниже приводятся характеристики только по тем пластам и залежам Альняшского месторождения, запасы которых пересчитаны и приведены в данном отчете.
Теооигенные отложения нижнего каобона
В тульском горизонте выделены 2 продуктивных пласта Тл2а и ТЛ26, залегающие в нижней части горизонта. Пласты, представленные песчаниками и алевролитами, разделены аргиллитами толщиной 2,6-5,6 м.
Пласт Тл2а общей толщиной 2-6 м развит почти по всей площади месторождения, за исключением районов скв.272, 257, 267, где он замещен плотными породами. Зона замещения охватывает скважины южного поднятия — 1_G, 5_G, 91, 306. Пласт состоит, в основном, из одного прослоя толщиной 0,8-3,6 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта-2,0 м.
По пласту Тлга выявлена одна залежь нефти пластового сводового типа, приуроченная к северному поднятию. ВПК залежи принят на отметке -1166 м (по данным ГИС и опробования скв.83). Скв.307, пробуренная в восточной части месторождения, вскрыла нефтенасыщенный коллектор пласта Тл2а толщиной 1,8 м. Абсолютная отметка подошвы нефтенасыщенного пласта -1163,8 м (Графическое приложение 33). Скв.307 не изменила уровень ВПК, но увеличила площадь нефтеносности залежи в восточном направлении, т.к. не подтвердила прежний структурный план на 9 м. Размеры залежи составляют 4,0x1,8 км. высота 35.7 м.
Пласт Тл2б прослеживается во всех скважинах месторождения, кроме скв.4, 5 G, 6, 202, 219, 262, где он замещен плотными породами. Общая толщина пласта колеблется от 8.6 до 17,0 м, составляя в среднем 12,2 м. Пласт состоит из 1-4 проницаемых пропластков то;иииной ог 0,8 до 4,2 м. Коэффициент песчанистости и расчлененности соответственно равны 0,21 и 2,1 доли ед. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2,4 м.
По пласту Тл2б выявлены 2 залежи нефти; первая - основная, приуроченная к северному поднятию, и вторая - к южному поднятию.
ВПК основной залежи принят ранее на отметке -1176 м по результатам ГИС и опробования CKB.83.
Скв.307, пробуренная в восточной части месторождения, вскрыла водонасыщенный коллектор пласта Тлгб (кровля коллектора -1176,6 м, см. Графическое приложение 33), но не подтвердила прежний структурный план на 9 м, тем самым увеличив площадь нефтеносности залежи этого пласта.
Пласты Тл2а и Тл2б в скв.307 опробованы совместно ИП, получена смесь раствора с пластовой водой и пленкой нефти.
Размеры основной залежи составляют 4,0x1,8 км при высоте 37,4 м. Тип залежи пластовый сводовый.
Поисково-разведочная скв.91, пробуренная на южном поднятии в 1971 г., вскрыла коллектор пласта Тлгб, при опробовании интервала -1201,3-1203,7 м была получена нефть дебитом 27 т/сут. Залежь в районе этой скважины на период подсчета запасов (1985 г.) вьщелять не стали, т.к. имелись противоречивые данные (ckb.1_G этого же поднятия с наиболее высоких отметок этого пласта дала воду с небольшим количеством нефти). И только в 1999 г. на южном поднятии по результатам бурения разведочной скважины 306, в которой при опробовании пласта ТЛ26 был получен приток нефти дебитом 4 т/сут, выделили залежи по пластам Тл2б и Бб). При этом ошибочно нижний нефтенасыщенный пропласток (интервал -1201,3-1203,7 м) пласта Тлгб в скв.91 приняли за коллектор пласта Бб1, не изменяя общую нефтенасыщенную толщину пласта Тлгб в скв.91, т.е. нижний нефтенасыщенный пропласток был дважды учтен при подсчете запасов залежей Тл2б и Бб1 . Таким образом южная залежь пласта ТЛ26 вскрыта только скв.1_G, 91 и 306. ВПК принят нами на отметке -1203,7 м, что соответствует отметке подошвы нефтенасыщенного прослоя и подошвы интервала перфорации в скв.91. Залежь пластового сводового типа, литологически экранирована с юго-запада. Размеры ее составляют 2,4x1,4 км при высоте 8.8 м.
Бобриковский горизонт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Коллекторами являются песчаные пласты B6i и Ббг.
Пласт Бб1 огделяется от вышележащего тульского аргиллитовым разделом толщиной до 5 м. В пределах северного поднятия по данным ГИС проницаемый пласт Б61 выделяется в скв.21, 76, 217. 228, 270, 275, 277; в пределах южного поднятия - в скв.1 G, 91. Количество проницаемых прослоев 1-2, толщиной 0,6-4,2 м. На остальной части месторождения пласт замещен плотными породами. По ГИС пласт нефтенасыщен в СКВ.217, 270. Пласт Б61 опробовался совместно с пластом Б62 в скв.217, получен приток нефти дебитом 5,7 т/сут. Залежи нефти пласта Б61 приурочены к двум незначительным по размерам (0,6x0,3 км и 0,3х0,2 км) линзам и промышленного значения не имеют.
Пласт Бб2 от вышележащего пласта Б61 отделяется аргиллитовым разделом 1,2-4,4 м, представлен отсортированными мелкозернистыми песчаниками. Пласт литологически вьщержан по всей площади месторождения. Общая толщина его изменяется от 11,2 до32,9 м (скв.218), в среднем составляя 17,7 м. В пределах пласта развито от 1 до 11 проницаемых прослоев (скв.218), толщиной 0,8-10,0 м (скв.97бис). Коэффициенты песчанистости и расчлененности соответственно равны 0,49 и 3,6 доли ед. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 6,4 м.
Пласт Б62 выявил две залежи - основную, приуроченную к северному поднятию Альняшской структуры и залежь, приуроченную к южному поднятию.
При утверждении запасов ГКЗ СССР (1985 г.) по пласту Б62 ВПК основной залежи принят по результатам испытания и интерпретации ГИС скв.96, 218, 219, 230, 272, 276, 277 на отметке -1186 м. Результаты ГИС и опробования разведочной скв.307, пробуренной в восточной части залежи, показали, что ВПК стал наклонным.
В данной работе для уточнения гипсометрического положения водонефтяного контакта основной залежи проанализирован весь геолого-промысловый материал и внесены изменения в результаты интерпретации ГИС по семи скважинам.
При пересчете запасов (1985 г.) не учтены данные скв.263 (выход из бурения 1983 г.) и CKB.261, 264, 284 (выход из бурения 05.1985 г.), которые являются важными для обоснования ВПК.
По данным опробования самая низкая абсолютная отметка получения безводной нефти в скв.307 (-1189,3 м, см. Графическое приложение 33). Самая высокая отметка получения воды в скв.284 (-1191,3 м).
В скв.261 по данным испытания интервала -1185,9-1193,9 м получен приток нефти с водой. По ГИС в этой скважине подошва нефтенасыщенного прослоя на отметке -1190,3 м, кровля водонасыщенного -1190,7 м.
В СКВ.263 в интервале • 1189.5-1202,9 м ВПК вскрыт на отметке -1190,5 м. При опробовании интервала -1185,5-1188,7 м в этой скважине получена нефть.
В СКВ.277 по ГИС ВИК вскрыт на отметке -1190,0 м.
В CKB.268 по ГИС подошва нефтенасыщенного пропластка -1188,5 м, кровля водонасыщенного - 1190,1 м.
В СКВ.230, 272 кровля водоносных пропластков -1189,0 м (см. Графические приложения 37, 38).
Таким образом, принятый нами ВПК на отметках -1189-1190 м можно считать вполне обоснованным.
В ряде наклонных скважин в соответствии с принятым ВПК (-1189-1190 м) приходилось незначительно изменять абсолютные отметки.
Запасы нефти по основной залежи пересчитаны в соответствии с принятым нами ВПК. Размеры залежи стали равными 3,8x1,6 км, высота 33,6 м. Залежь пластового сводового типа (Графические приложения 11-14).
Тероигенные отложения девона
В связи с уточнением границ лицензионного участка и бурения новых 4-х скважин, запасы по пластам Дь Дга и Д26 пересчитаны.
Пашийский горизонт представлен песчаниками, алевролитами.
Пласт Д1 литологически неоднороден, на значительной части месторождения замещен плотными породами. Общая толщина пласта 3,0-6,9 м, представлен одним проницаемым прослоем, кроме скв.1097 (3 прослоя). Средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2,1 м при изменении от 0,8 до 4,7 м.
Альнящекая структура в пределах абсолютной отметки -1860 м (контур нефтеносности) представляет единое целое с Шагиртско-Гожанской структурой. Зона замещения в районе скв.10, 29, 779, 811 Гожанской площади отделяет залежь Альнящекого месторождения от залежи пласта Д1 Шагиртско-Гожанского месторождения. Залежь пластового сводового, литологически экранированного типа имеет сложную конфигурацию, ее размеры в северной части 6,7x2,5 км, в южной - 5,7x2,5 км. Высота-34,4 м.
Пласт Дга живетского яруса по всей площади месторождения замещен плотными породами, кроме района скв.175. 429. 779, 811, 1097 (граница лицензионного участка делит эту залежь почти на половину) и района скв.98. В пределах пласта развит, как правило, один проницаемый прослой. Общая толщина пласта колеблется в пределах 1,0- 4,6 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта Д2а равна 1,7 м.
Залежь в районе скв.1097 (только по ней нами подсчитаны запасы) литологического типа, размеры ее, включая часть залежи на Шагиртско-Гожанском месторождении, составляют 3,8x2,9 км.
Пласт Д2б живетского яруса отделен от вышележащего проницаемого пласта Д], с учетом замещенного пласта Д2а, пачкой плотных пород до 8,0 м.
Общая толщина пласта составляет 4,8-12,6 м; средняя нефтенасыщенная толщина равна 2,0 м. Пласт состоит из 1-2 прослоев толщиной 0,8-3,4 м.
Положение ВПК залежи, представляющей собой единое целое с восточной залежью Шагиртско-Гожанского месторождения, обосновано на абсолютной отметке - 1867 м (по результатам скв.10 и 754). Результаты интерпретации ГИС скв.96 и 98 Альнящекого месторождения подтверждают принятое положение ВПК.
Залежь имеет сложную форму, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 7,2x1,5-5,0 км.
Тип залежи пластовый сводовый, литологически экранированный в северной и южной частях месторождения.
Скв.6, 175, 1097 не учтенные ранее, уточнили площадь нефтеносности и распределение нефтенасыщенных толщин пластов Д1, Д2а и Д26.
Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворимого газа Альняшского месторождения. Микаэльян Г.И., Ефремова Т.Л., Гарифуллина Л.А. 2004
Следующее Месторождение: Алаторское