Месторождение: Аспинское (ID: 36749)

Свойства

Класс Месторождения: Крупное

Тип Месторождения: Нефтяное

Местоположение:

Местность: Болото

Стадия разработки: Добыча

Год открытия: 1967

Источник информации: РГФ-22+ПП_2022г.

Метод открытия:

Площадь: 30.01 км²

Описание

Аспинское месторождение

В административном отношении Аспинское месторождение находится в Уинском районе Пермского края в 125 км к югу от г. Перми, в 17 км юго-западнее от районного центра – с. Уинское. Ближайшими населенными пунктами являются с. Аспа, д. В-Сып (Рис. 1).

Рис.1. Выкопировка из обзорной карты

В тектоническом плане Аспинское месторождение расположено в северной части Чернушинской валообразной зоны, осложняющей северный склон Башкирского свода, приурочено к 6 локальным куполам: Аспинскому, Грядовому, Восточно-Аспинскому, Хохлачевскому, Красногорскому и Забродовскому.

Аспинское месторождение открыто в 1967 г., в том же году запасы нефти и растворенного газа были поставлены на государственный учет.

В промышленную разработку месторождение введено в 1973 г.

Промышленная нефтеносность месторождения была установлена на Аспинском и Красногорском поднятиях одноименных разведочных площадей в терригенных отложениях яснополянского надгоризонта визейского яруса, кыновского горизонта и карбонатных отложениях верейского горизонта и турнейского яруса.

Основными путями сообщения, проходящими через район месторождения, являются грунтовые и шоссейные дороги: асфальтированное шоссе Пермь - Кунгур - Уинское - Чернушка, Чернушка - Оса - Пермь. Ближайшей железнодорожной станцией является станция Чернушка Горьковской железной дороги.

В геоморфологическом отношении район месторождения представляет собой равнину, расчлененную долинами небольших рек: Аспа, Ключевка, Б.Танып, Б.Ашап, Сып, поймы, которых часто заболочены. Абсолютные отметки рельефа от 182 до 293 м.

Литолого-стратиграфическая характеристика

Геологический разрез Аспинского месторождения изучен по разрезам структурных, поисковых, разведочных, оценочных и эксплуатационных скважин и представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, которые перекрыты четвертичными отложениями (Граф. 1). Максимально вскрытая глубина – 2468 м (скв. 241).

Литологическое описание и стратиграфическое расчленение разреза приводится снизу вверх, согласно «Унифицированной стратиграфической схемы Русской платформы», 1988 г. с учетом внесенных поправок в 1990 г. (каменноугольная система) и 2005 г. (пермская система). Выделение стратиграфических границ проведено по данным ГИС с учетом данных керна, материалов литологических и палеонтологических исследований и сопоставления разрезов скважин Аспинского месторождения.

Глубина залегания фундамента составляет 9 - 10 км, увеличиваясь в юго-западном направлении.

Осадочный чехол, залегающий на разрушенной эрозионными и денуда­ционными процессами поверхности кристаллического фундамента, пред­ставлен верхнепротерозойскими, палеозойскими и четвертичными отложе­ниями.

Протерозойская акротема – PR

Верхнепротерозойская эонотема – PR₁

Рифейский комплекс – RF

На размытой поверхности кристаллического фундамента залегает толща отложений рифейского комплекса. Его толщина увеличивается также в юго-западном направлении от 6000 м до 7000 м [43]. Породы представлены карбонатно-терригенными отложениями прикамской подсерии и преимущественно карбонатными образованиями орьебашской подсерии. На предвендскую поверхность выходят карбонаты ашитской подсвиты калтасинской свиты нижнего рифея. В пределах изучаемой территории возможно развитие терригенных пород тукаевской свиты среднего рифея.

Вендский комплекс-V

Отложения вендского комплекса, представленные бородулинской свитой, вскрыты в 23 скважинах и по данным кернового материала, представлены алевролитами полимиктовыми, переслаивающимися аргиллитами и песчаниками, переходящими в гравелиты. Наибольшая толщина бородулинской свиты – 66.9 м, вскрыта в скв. 11. По сейсмическим данным общая толщина составляет 340 - 540 м и увеличивается в северном направлении.

Фанерозойская эонотема – FZ

Палеозойская группа - PZ

Палеозойская толща представлена девонскими, каменноугольными и пермскими отложениями. В течение всего этого периода неоднократно возникали благоприятные условия для накопления терригенных толщ, содержащих песчано-алевролитовые комплексы пород. Зоны максимального развития терригенного комплекса пород являются благоприятными для нефтеобразования, а наличие выдержанных по площади песчаных коллекторов способствует миграции углеводородов по региональному подъему пластов.

Девонская система - D

Отложения девонской системы со стратиграфическим несогласием залегают на породах вендского комплекса. Девонские отложения представлены средним и верхним отделами.

Средний отдел- D₂

В среднем девоне из разреза выпадает эйфельский ярус. По данным КамНИИКИГС на изучаемой площади развит склоновый тип разреза живетского яруса. Отложения представлены алевролитами и глинистыми осадками с редкой фауной брахиопод, с включениями сидерита и шамозита, то есть минералов морского происхождения. Толщина живетского яруса изменяется от 3.4 до 18.0 м.

Верхний отдел- D₃

Верхнедевонские отложения представлены в объеме франского и фаменского ярусов.

Франский ярус – D₃fr

Представлен верхним, средним и нижним подъярусами.

Нижний подъярус – D₃f₁

Нижнефранский подъярус сложен породами пашийского и тиманского горизонтов.

Пашийские терригенные отложения представлены тонко-, мелкозернистыми алевритистыми песчаниками, алевролитами, невыдержанными как по площади, так и по разрезу. Толщина пашийского горизонта изменяется от 8.8 до 14.2 м. К этим отложениям приурочена нефтяная залежь пласта Д1.

Отложения тиманского горизонта довольно равномерно распределены по всей площади и представлены в верхней части глинистыми известняками, а в нижней части аргиллитами и тонко-, мелкозернистыми алевритистыми песчаниками. Толщина изменяется от 9.6 до 12.5 м. К терригенным отложениям приурочена нефтяная залежь пласта Д0.

Характерной особенностью строения девонской терригенной толщи является  литолого-фациальная  изменчивость  отложений,  дизъюнктивный характер тектоники и цикличность процесса осадконакопления, с которой связано закономерное распределение в разрезе пластов-коллекторов и глинисто-алевритовых покрышек над ними. Литолого-фациальный анализ девонских терригенных отложений с учетом данных керна показал, что осадконакопление в пашийско-тиманское время происходило в прибрежных и мелководных условиях, область распространения которых оставалась относительно стабильной. Отложения представляют собой осадки переходных фаций прибрежной эрозионно-аккумулятивной равнины, временами заливавшейся морем, и заливно-лагунного побережья [10, 27].

На отложениях терригенного девона залегает мощная толща карбонатных отложений девона, включающая средне-, верхнефранские и фаменский ярусы. Границы в большинстве случаев условные, так как разрез пройден почти без отбора керна.

Средний подъярус – D₃f₂

Длясреднефранского подъяруса характерен рифовый и межрифовый типа разреза. Он сложен породами саргаевского и доманикового горизонтов.

Саргаевский горизонт представлен известняками серыми и буровато-серыми, тонкозернистыми, пелитоморфными, прослоями доломитизированными и неравномерно глинистыми, толщиной 8.0 – 16.0 м.

Доманиковый горизонт сложен известняками темно-серыми, черными, битуминозными, глинистыми, с прослоями известково-битуминозных сланцев с обильной фауной птеропод, брахиопод и других организмов. Толщина отложений 17.0 – 35.0 м.

Верхний подъярус – D₃f₃

Верхнефранский подъярус представлен коричневато-серыми, прослоями темно-серыми известняками органогенно-детритовыми, трещиноватыми, кавернозными, неравномерно глинистыми, местами доломитизированными, а также коричневато-серыми, участками темно-серыми известковистыми доломитами. В нижней части франских отложений развита глинисто-мергелистая пачка, битуминозные известняки. Толщина 267.9 – 356.0 м.

Фаменский ярус – D₃fm

Фаменский ярус также представлен светло-серыми, серыми известняками мелко-, скрытокристаллическими органогенно-детритовыми, трещиноватыми, участками кавернозными, редко окремнелыми, с включениями ангидрита. Внизу доломит серый, местами кавернозный, мелкокристаллический. Толщина 200.9 – 278.8 м.

С целью изучения особенностей строения франско-фаменских карбонатных отложений были проанализированы данные по скважинам. Эти материалы ГИС свидетельствуют о вертикальной неоднородности разреза: массивные карбонаты чередуются со слоистыми, среди биогермов выделяются пористо-кавернозные, разуплотненные зоны.

На большей части территории в пределах Таныпско-Тартинского атолла распространены мелководно-морские карбонатные отложения фаций краевых органогенных построек и межрифовых слоистых и биогермных пород; на северо-западе выделены карбонатные осадки с обломками рифов на внешнем склоне атолла, на юго-востоке предполагается развитие карбонатных слоистых отложений внутренней части атолла, в крайней западной части получили развитие глинисто-карбонатных отложений относительно глубоководного шельфа.

Каменноугольная системa- C

На карбонатных отложениях девонской системы с постепенным переходом залегают отложения каменноугольной системы, представленной на площади всеми отделами.

Нижний отдел- C₁

Нижнекаменноугольные отложения выделяются в объеме турнейского, визейского и серпуховского ярусов.

Турнейский ярус - C₁t

В турнейский век образование карбонатных осадков происходило в условиях унаследованного мелководно-морского бассейна. Отложения турнейского яруса, имеющие неоднородное строение и сложенные слоистыми разностями карбонатов, создают структуру облекания франско-фаменского рифового массива.

Пласт сложен известняками светло-серыми, серыми с коричневатым оттенком, иногда битуминозными, неравномерно доломитизированными, плотными, крепкими, с включениями кремня и ангидрита. Верхняя часть турнейских отложений характеризуется более массивной текстурой и представлена органогенными тонко- и мелкозернистыми известняками, иногда кавернозными и соответствует продуктивному пласту Т. Толщина яруса изменяется от 67.3 до 121.9 м.

При сопоставлении диаграмм РК можно сделать вывод о непостоянстве осадконакопления в турнейское время. Периодические колебания уровня моря привели к образованию пористо-кавернозных и глинистых карбонатов.

Визейский ярус - C₁v

Терригенные отложения визейского яруса подразделяются на нижний и верхний подъярусы.

Накопление осадков происходило, в основном, в прибрежно-морских условиях в подводной части дельты на стыке суши и моря, в условиях многократного трансгрессивно-регрессивного перемещения береговой линии, о чем свидетельствуют прослои известняков в нижнебобриковских отложениях. В строении толщи принимают участие, как континентальные (аллювиальные и болотные) фации, так и прибрежно-морские: фации речных подводных песчаных выносов, вдоль береговых аккумулятивных образований, лагун и заливов. Прибрежная часть моря является одним из участков, где происходит накопление терригенного материала. Здесь происходит формирование разнообразных песчаных образований, представляющих собой как эрозионные (врезы), так и аккумулятивные (косы, бары, пляжи) формы рельефа, представляющих большой интерес при поисках залежей УВ. Толщина яруса изменяется от 201.7 до 237.8 м. Фациальные условия в период с косьвинского по тульское время были благоприятными для формирования коллекторов. Наименьшая толщина визейских терригенных отложений приурочена к сводовым частям структур, в палеопрогибах и на склонах она, как правило, увеличена. Это обусловлено тем, что накопление песчаного материала происходило, в основном, в пониженных участках палеорельефа, на склонах палеоподнятий, реже - на сводовых частях.

Нижний подъярус - С₁v₁

В составе нижнего подъяруса (кожимский надгоризонт) выделены радаевский и бобриковский горизонты.

Радаевский горизонт - C₁rd

Радаевские отложения представлены в основном аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников. Это время характеризуется унаследованным развитием. В об­становке прибрежно-морского мелководья продолжают формироваться баро­подобные песчаные тела. Толщина составляет 2.9 – 11.2 м. В горизонте выделен проницаемый нефтенасыщенный пласт песчаников (пласт Мл).

Бобриковский горизонт - C₁bb

Отложения бобриковского горизонта представлены светло-серыми песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и аргиллитами. Песчаники и алевролиты кварцевые, с углистыми примазками  и включениями растительных остатков, с редкими зернами кальцита, доломита и пирита, заполняющие речные долины и намытые на склонах палеоподнятий. Толщина отложений 20.6 – 37.4 м. К проницаемым разностям песчаников и алевролитов горизонта приурочены основные залежи нефти (пласты Бб1 и Бб2).

В плане залежи нефти представляют собой хорошо выраженную сложную систему разнообразных песчаных полос. Следует отметить, что направления песчаных полос отождествляются и с фрагментами дельтовой части речной системы визейского времени западного склона Среднего Урала и Приуралья. Кроме того, области развития песчаников увеличенной толщины, в основном, совпадают и с каналами вторичной миграции, намеченными в работе. Пористые разности насыщены нефтью.

В раннебобриковское время происходит смена прибрежно-морских обстановок с преобладанием аккумулятивных процессов на обстановки дельтового генезиса, тогда как изучение разреза верхнебобриковско-тульских отложений позволяет сделать вывод о более трансгрессивном характере процессов седиментации в позднебобриковско-раннетульское время.

Верхний подъярус - С₁v₁

Представлен окским надгоризонтом.

Окский надгоризонт - C₁ok

Представлен известняками светло-серыми, детритусовыми, плотными, микропористыми, местами мучнистыми, с прослоями аргиллита зеленовато-серого, плотного кавернозного, крупнозернистого. Толщина 120.8 – 160.0 м. В составе окского надгоризонта выделяют тульский горизонт.

Тульский горизонт - C₁tl

Сложен нижней терригенной и верхней карбонатной пачками.

Терригенная пачка сложена алевролитами и аргиллитами с подчиненными прослоями песчаников. Песчаники мелкозернистые с крупноалевритовой примесью, слабо известковисто-глинистые и алевролиты песчанистые, глинистые и слабоглинистые. Толщина отложений равна 18.7 – 26.4 м. Пористые разности песчано-алевролитовых пород насыщены нефтью. К кровельной части пачки приурочен пласт Тл2-а, к подошвенной – пласт Тл2-б.

Карбонатная пачка представлена мощной толщей известняков и доломитов с редкими прослоями алевролитов и аргиллитов. Известняки темно-серые, детритусовые, глинистые. Толщина 17.0 – 26.4 м. Промышленная нефтеносность установлена в пластах Тл1-а и Тл1-в, пласт Тл1-б, с точки зрения нефтеперспективности, интереса не представляет.

Серпуховский ярус - C₁s

Породы серпуховского яруса представлены известняками серыми, мелкодетритовыми, доломитами известковистыми, плотными, крепкими. Толщина 101.0 – 145.9 м. Предполагается распространение на изучаемой территории небольших органогенных построек серпуховского возраста, которые, в ряде случаев, осложняют края структур, закартированных по нижнекаменноугольным отложениям.

Средний отдел- C₂

Со стратиграфическим несогласием залегают среднекаменноугольные отложения представленные башкирским и московским ярусами.

Башкирский ярус – C₂b

Породы башкирского яруса – это светло-серые органогенно-обломочные, часто мучнистые известняки с маломощными прослоями доломитов и алевролитов. Их толщина изменяется от 49.0 до 84.4 м. В кровле башкирского яруса, выделяется проницаемый пласт Бш. Еще одной особенностью строения этой толщи является развитие на площади башкирского карста, наличие которого подтверждается данными бурения (скв. 115 и 250).

Московский ярус – C₂m

Московский ярус на территории месторождения представлен верейским, каширским, подольским и мячковским горизонтами. Ярус выдержан в пределах месторождения и его толщина составляет 279.7 – 314.4 м.

Верейский горизонт – C₂vr

Верейские отложения представлены чередованием серых, светло-серых и темно-серых известняков, местами глинистых, органогенно-обломочных, с подчиненными прослоями мергелей темно-серых, с прослоями доломитов и аргиллитов. Толщина 52.2 – 63.2 м. В подошвенной части залегает продуктивный пласт В3В4.

Каширский горизонт - C₂ks

Каширский горизонт представлен детритовыми светло-серыми известняками местами глинистыми, песчанистыми, часто доломитизированными, с прослоями доломитов и мергелей. Толщина отложений от 40.3 до 72.0 м.

Подольский горизонт - C₂pd

Подольский горизонт сложен известняками доломитизированными, светло- и темно-серыми, участками с включениями кремня, с прослоями доломита, в подошве с аргиллитом. Толщина изменяется от 75.9 до 110.8 м.

Мячковский горизонт - C₂mc

Мячковский горизонт также сложен доломитами серыми, пелитоморфными, местами окремнелыми, с включениями кремня, переслаивающимися со светло-серыми, доломитизированными известняками, участками окремнелыми, с редкими включениями кремня и ангидрита. Толщина изменяется от 80.9 до 106.0 м.

Верхний отдел - C₃

Верхний отделкаменноугольной системы сложен доломитами и доломитизированными известняками. Доломиты серые, коричневато-серые, плотные, прослоями слабоизвестковистые, участками окремнелые, с включениями гипса и ангидрита. Известняки светло-серые, детритово-фораминиферовые. Толщина 119.0 – 169.8 м.

Пермская система - P

Пермская система представлена нижним отделом.

Нижний отдел – Р₁

В составе нижнего отдела выделяются ассельский, сакмарский,  артинский и кунгурский и уфимский ярусы.

Ассельский – P₁a + Сакмарский ярусы – P₁s

Отложения ассельско-сакмарского яруса представлены светло-серыми и серыми известняками, доломитизированными, кристаллическими, прослоями органогенно-обломочными, с включениями гипса. Толщина 229.5 – 285.0 м.

Артинский ярус – P₁ar

Породы артинского яруса представляют собой известняки светло-серые, часто доломитизированные, кристаллически зернистые и органогенно-обломочные, иногда окремнелые, с включениями гипса и ангидрита, с прослоями светло-серых доломитов. Толщина  изменяется от 108.0 до 193.9 м.

Кунгурский ярус – P₁k

Кунгурский ярус представлен породами филипповского и иренского горизонтов.

Филипповский горизонт сложен доломитами светло-серыми, голубовато-серыми, загипсованными, плотными с примазками и прослоями черной глины. Толщина горизонта 44.0 – 52.0 м.

Отложения иренского горизонта представлены кристаллическими ангидритами, с включениями и прослоями доломита и гипса, доломитами с прослоями ангидрита и глин, а также белыми и голубовато-серыми глинами. Толщина горизонта 94.0 – 119.0 м.

Уфимский ярус - P₁u

Представлен соликамским и шешминским горизонтами.

 Соликамский горизонт сложен известняками и мергелями, пестроокрашенными от зеленовато-серых до красно-бурых глинами и серыми и светло-серыми алевролитами и песчаниками, с прослоями белого гипса и ангидрита. Толщина 72.0 – 105.0 м.

Шешминский горизонт представлен неравномерным переслаиванием песчаников и красноватых глин с тонкими прослоями и линзами известняка, алевролита и гипса. Толщина достигает 100.0 м.

Общая толщина нижнепермских отложений изменяется от 647.8 до 756.0 м, увеличиваясь с востока на запад.

Кайнозойская эратема - KZ

Четвертичная система- Q

Четвертичные отложения представлены суглинками и глинами коричневато- и желтовато-серыми, с гравием и галькой в нижней части. Толщина 3.0 – 20.0 м.

Рассматривая в целом разрез Аспинского месторождения, необходимо отметить, что он существенно не отличается от соседних месторождений и является типичным для месторождений Таныпского атолла.

Тектоника

В тектоническом плане месторождение расположено в северной части Чернушинской валообразной зоны, осложняющей северный склон Башкирского свода. Эта зона вытянута в меридиональном направлении (Рис. 2.). Ее генетическую основу составляет цепь позднедевонских рифогенных образований, выраженных на вышележащих отложениях карбона в виде структур облекания. Месторождение также находится в пределах северного борта Таныпско-Тартинского позднедевонского погребенного рифового атолла.

Рис.2. Выкопировка из тектонической карты

По поверхности кристаллического фундамента район работ находится на восточном склоне Осинской впадины. Рельеф поверхности рифейских отложений сильно расчленен в связи с предвендской эрозионной деятельностью. При общем погружении на северо-восток до -2670 м, в его структурном плане выражаются некоторые положительные формы, послужившие основанием для образования структур в палеозойское время. Валы разделены грабенообразными прогибами, контролируемыми разрывными нарушениями.

Также по ОГV выделяют­ся фрагменты разрывных нарушений северо-западного простирания. Вероят­но, тектоническая активность, происходившая в протерозойское время, к концу формирования верхнерифейских отложений значительно снизилась.

В палеозойскую эру на развитие территории продолжали оказывать влияние различные тектонические и седиментационные процессы, что приводило к перераспределению осадков, смещению сводов локальных поднятий и образованию новых структурных форм.

После длительного перерыва в осадконакоплении поверхность вендских отложений перекрывается терригенными породами живетско-тиманского возраста. С кровлей девонских терригенных пород отождествлен ОГIII, глубина залегания, которого изменяется от -1980 м на юго-западе до -2020 м на северо-востоке. Рельеф поверхности тиманских терригенных отложений характеризуется меньшей расчлененностью и отмечается выполаживание структурных форм и уменьшение амплитуд локальных объектов.

Характерной особенностью строения девонской терригенной толщи является  литолого-фациальная  изменчивость  отложений,  дизъюнктивный характер тектоники и цикличность процесса осадконакопления, с которой связано закономерное распределение в разрезе пластов-коллекторов и глинисто-алевритовых покрышек над ними. Литолого-фациальная изменчивость девонских отложений, а также наличие разрывных нарушений предопределяют формирование и широкое развитие в них сложнопостроенных литологических, тектонически-экранированных и других видов ловушек. Особенности осадконакопления в позднефранско-фаменское время связаны с формированием на изучаемой территории Таныпско-Тартинского атолла.

Отложения турнейского яруса создают структуры тектоно-седиментационного происхождения, также являющиеся структурами облекания франско-фаменского рифового массива. Их рост происходил в бла­гоприятных условиях мелководного шельфа. В рельефе поверхности турнейских карбонатных отложений в центральной части месторождения четко прослеживается валообразная зона северо-восточного простирания, осложненная поднятиями третьего порядка. В структурном плане ОГII^П выделяются ряд приподнятых участков, которые являются потенциальными ловушками УВ. Поднятия отделяются друг от друга межрифовыми прогибами, связанными, зачастую, с карстовыми процессами. В то же время, в структурном плане ОГII^П сохраняются черты, унаследованные от нижележащих толщ.

В посттурнейское время геологическое развитие территории не приве­ло к существенным изменениям структурных планов по поверхностям отражающих горизонтов II и I, которые залегают согласно с подстилающими турнейскими отложениями.

С кровлей визейских терригенных пород отождествлен ОГII^К, глубина залегания, которого изменяется от -1220 м на юго-западе до -1370 м на северо-востоке. ОГII^К ведет себя согласно с ОГII^П. На большинстве структур отмечается незначительное уменьшение амплитуд по ОГII^К. В ряде случаев наблюдается смещение их сводовых частей, что связано с условиями осадконакопления в ранневизейское время.

С поверхностью башкирских карбонатных отложений отождествлен ОГI^П, который залегает на глубинах от -870 до -980 м ив общих чертах ведет себя согласно с нижнекаменноугольными отложениями. По ОГI^П отмечается общее выполаживание структурных форм, сокращение амплитуд поднятий, иногда вплоть до их полного раскрытия. Возможно, это связано с кратковременным размывом территории, произошедшим в окское время.

Поведение репера НГК в низах сакмарского яруса носит унаследованный характер от нижележащих толщ каменноугольной системы. В его структурном плане прослеживаются две валообразные зоны - северо-западного и северо-восточного простирания, граница Таныпско-Тартинского позднедевонского атолла контролируется градиентным погружением репера на северо-запад.

В пределах месторождения закартировано 7 поднятий (Красногорское, Хохлачевское, Аспинское, Средне-Аспинское, Грядовое, Восточно-Аспинское и Забродовское). Описание структур приведено ниже, основные характеристики сведены в таблице 2.1.

На Красногорском поднятии по ОГIII отмечено 2 купола. В районе скв.35 он имеет меридиональное простирание и оконтурен горизонталью -1990 м с амплитудой 9 м. В районе скв. 49 это также купол меридионального простирания, оконтуренный горизонталью -2000 м, с амплитудой 3 м.

По ОГII^П, в связи с ростом в позднедевонское время органогенных построек структура имеет изометричную форму, осложненную уже 3 куполами, ограниченными горизонталями -1320 м (районы скв. 40 и скв. 49) и -1300 м (скв. 35) с амплитудой 20, 10 и 21 м соответственно.

По ОГII^К поднятие выделяется также в виде трех небольших куполов ограниченных горизонталью -1260 м (районы скв. 40 и скв. 49) и -1240 м (скв.35), с амплитудами 10, 4 и 12 м соответственно. Вверх по разрезу происходит постепенное выполаживание структурной формы.

По ОГI^П структура более пологая, представлена всеми тремя куполами, ограниченными горизонталью -910 м (районы скв. 40 и скв. 49) и -885 м (скв. 35) с амплитудой 10.5 и 6 м соответственно.

Хохлачевское поднятие (район скв. 237)представляет собой купол, для него характерно соответствие структурных планов по основным отражающим горизонтам. По ОГII^П поднятие представляет собой купол с амплитудой 11 м ограниченный горизонталью -1320 м. По ОГII^К это купол с амплитудой 11 м по горизонтали -1260 м. По кровле башкирских карбонатных отложений амплитуда купола ограниченного горизонталью -915 м  уменьшается до 1 м, при этом отмечается смещение свода структуры на восток. По реперу НГК ей соответствует моноклинальный склон.

Аспинское поднятие расположено в центральной части площади. В ее составе выделяется 4 купола, каждый из которых является самостоятельным объектом.

Купол района скв. 111 по ОГII^П картируется в виде брахиантиклинали северо-восточного простирания, ограниченной изолинией -1320 и осложненной тремя вершинами. Амплитуда поднятия 27 м. По ОГII^К поднятие также картируется как брахиантиклиналь, ограниченной горизонталью -1260 м, с амплитудой 24 м. Морфология поднятия в вышележащей толще осадочного чехла существенно не меняется. По ОГI^П купол представлен также в виде брахиантиклинали северо-восточного простирания, ограниченной изолинией -910, с амплитудой около 10 м.

Купол района скв. 109 локализуется юго-западнее района скв. 111. По кровле тиманских терригенных отложений ему соответствует купол ограниченный горизонталью -2000 с амплитудой 15 м. В позднедевонское время в пределах купола происходит рост органогенных построек, в результате чего его сводовая часть по нижнекаменноугольным отложениям смещается относительно глубокозалегающих горизонтов на юго-восток. По ОГII^П поднятие картируется как брахиантиклиналь, ограниченная горизонталью -1320 м, с амплитудой 10 м. По ОГII^К поднятие картируется также как брахиантиклиналь, ограниченной горизонталью -1260 м, с амплитудой 10 м. Вверх по разрезу структура выполаживается и по реперу НГК объединяется с куполом района скв. 111.

Купола района скв. 19  имеют единую тектоническую основу и выделяются по ОГIII в виде структурного носа раскрывающегося на юго-запад. В позднедевонское время на склонах поднятия формируются органогенные постройки, со структурами облекания которых собственно и связаны эти купола, закартированные по нижнекаменноугольным отложениям.

Амплитуда северного купола по ОГII^П, ограниченного горизонталью -1340 м, составляет 3 м, по ОГII^к, по горизонтали -1285 м не превышает 7 м. Амплитуда южного купола по ОГII^П, ограниченного горизонталью -1330 м, составляет 7 м, по ОГII^К - по горизонтали -1270 м - 4 м.

Выше купола выполаживаются, по среднекаменноугольным отложениям им соответствуют структурные носы, а по реперу НГК – моноклинальный склон.

Средне-Аспинское поднятие (район скв. 250) по ОГII^П представляет собой изометричный купол, ограниченный горизонталью -1330 м и с амплитудой менее 1 м. По ОГII^К представлено в виде структурного носа, раскрывающегося в сторону Аспинского поднятия. Выше по разрезу до ОГI^П поднятие выполаживается.

Западный купол(районы скв. 53 и 242) Грядового поднятия по ОГII^П представляет собой структурный нос, раскрывающийся в сторону Аспинского поднятия. Купол осложнен двумя вершинами. Вершины ограничены горизонталью -1330 м амплитуда 10 м (район скв. 53) и 6 м (район скв. 242). Восточный купол (район скв.241) представляет собой брахиантиклинальную структуру ограниченную изогипсой -1325 м, с амплитудой 11 м.

Выше по разрезу отмечено выполаживание структурного плана. По ОГII^К западный купол представляет собой брахиантиклинальную структуру осложненную 2 вершинами, ограниченных горизонталями -1270 м с амплитудами 6 м. Восточный купол представляет собой структуру вытянутую в северо-восточном направлении, и ограниченную горизонталью -1270 м с амплитудой 11 м.

По ОГI^П западный купол имеет одну вершину, в районе скв. 53, ограниченную горизонталью -930 м с амплитудой <1 м. Восточный купол представляет собой структуру субширотного простирания, с амплитудой около 2 м, ограниченную горизонталью -935 м.

По ОГII^П Восточно-Аспинское поднятие представляет собой брахиантиклиналь ограниченную изогипсой -1335 м и осложненную тремя вершинами. Южный купол (район скв. 225), ограниченный горизонталью -1310 м с амплитудой 16 м, имеет северо-восточное простирание. Северный купол (район скв.226) ограниченный горизонталью - 1310 м с амплитудой 11 м, также имеет северо-восточное простирание. Проведенными сейсморазведочными работами по методике 3D подтвердился западный купол Восточно-Аспинского поднятия в районе скв. 244, по изогипсе -1330 м, с амплитудой 5 м.

Выше по разрезу наблюдается закономерное выполаживание положительных форм. Но при этом структурный план поверхности по ОГII^К существенно не отличается от ОГII^П. Это также брахиантиклиналь осложненная тремя вершинами. Южный и северный купол ограничены горизонталями -1250 м с амплитудой 6 и 5 м. Западный купол ограничен горизонталью -1270 м и имеет амплитуду 7 м.

По ОГI^П поднятие представляет собой структурный нос раскрывающийся в сторону Аспинского поднятия, осложненный тремя куполами. Южный и северный купола ограничены горизонталями -920, западный – горизонталью -930, с амплитудами 1, 3 и 2 м соответственно.

Забродовское поднятие (район скв. 228) по ОГII^П ограничен горизонталью -1340 м и имеет амплитуду 15 м. Вверх по разрезу происходит выполаживание поверхности и по ОГII^К поднятие представляет собой брахиантиклиналь ограниченную изолинией -1270 м с амплитудой 10 м. По ОГI^П поднятие полностью нивелируется.

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

В тектоническом отношении Аспинское месторождение расположено в северной части Чернушинской валообразной зоны, осложняющей северный склон Башкирского свода (Рис.2.). Эта зона вытянута в меридиональном направлении. Ее генетическую основу составляет цепь позднедевонских рифогенных образований, выраженных на вышележащих отложениях карбона в виде структур облекания. Месторождение также находится в пределах северного борта Таныпско-Тартинского позднедевонского погребенного рифового атолла.

Месторождение разрабатывается согласно лицензии ПЕМ 12461 НЭ от 18.06.2004, выданной ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Согласно Дополнения к лицензии, зарегистрированного 07.12.2007 г., срок окончания действия лицензии 19.07.2040 г.

Месторождение находится в пределах территории действия лицензии ПЕМ 12500 НР Забродовской площади, зарегистрированной 18.06.2004 г. Согласно Дополнения к лицензии, зарегистрированного 09.11.2018 г., срок окончания действия лицензии 31.12.2102.

В пределах месторождения выделяется 6 куполов: Аспинский, Восточно-Аспинский, Грядовой, Забродовский, Красногорский и Хохлачевский.

Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на Аспинском месторождении промышленно нефтегазоносны: верейский терригенно-карбонатный (пласт В3В4), верхневизейско-башкирский карбонатный (пласты Бш, Тл1-а, Тл1-в), визейский терригенный (пласты Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2, Мл), верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт Т) и девонский терригенный (пласты Д0, Д1).

Корреляция отложений продуктивных горизонтов проведена на основании промыслово-геофизических материалов, в основном по кривым радиоактивного каротажа (ГК, НГК) с привлечением кавернометрии (ДС), с учетом исследований керна и результатов испытаний в скважинах.

Построение структурных карт проведено по кровле проницаемой части продуктивных пластов. При этом за основу принимались карты по отражающим горизонтам I^П, II^К, II^П и III., построенные по данным интерпретации результатов сейсмических работ методом 3D. Геометризация пластов проведена на основе трехмерного моделирования в программе IRAP RMS.

Водонефтяные контакты (ВНК, УПУ) залежей с терригенными коллекторами принимались на основании данных ГИС и результатов опробований, а по залежам с карбонатными коллекторами - на основании результатов опробования на отметках нижних отверстий перфорации, с учетом проницаемых прослоев, давших при опробовании безводную нефть, а также данных ГИС.

Краткие сведения о залежах Аспинского месторождения представлены в таблице 6.1, обоснование ВНК – в таблице 6.2.

Предыдущий оперативный подсчет запасов УВС проведен в 2012 г. По состоянию на 01.01.2020 г. объем информации на Аспинском месторождении пополнился за счет бурения 40 скважин и 15 боковых стволов, а также отобран керн из пяти скважин, проведены испытания в колонне в 34 скважинах и 13 БС, получено 9 пластовых и 26 поверхностных качественных пробы нефти.

Далее приводится описание продуктивных пластов и нефтепроявлений, отмеченных в разрезе по каждому нефтегазоносному комплексу.

Нижнепермский карбонатный

нефтегазоносный комплекс

На Аспинском месторождении в отложениях данного комплекса нефтепроявлений по разрезу не наблюдалось, опробование не проводилось. На близлежащих месторождениях промышленная нефтеносность комплекса не установлена.

Каширско-гжельский карбонатный

нефтегазоносный комплекс

Из каширских отложений скв. 35 поднят керн, неравномерно пропитанный нефтью. В процессе бурения каширские отложения опробовались совместно с верейскими и башкирскими, в результате получены: вода (скв. 20, 49), вода с пленкой нефти (скв. 15) и приток отсутствует (скв. 31, 33, 35 и 40). При перфорации каширских отложений в скв. 203 получен приток пластовой воды дебитом 3.1 м³/сут.

Из близлежащих месторождений на Таныпском месторождении выделен продуктивный пласт К, входящий в состав единого подсчетного объекта КВ1.

Верейский карбонатный

нефтегазоносный комплекс

Нефтепроявления по керну в виде незначительных выпотов нефти в верейских отложениях, отмечены в скв. 8, 20, 30, 35, 40, 151, 225, 227, 228, 242, 244 и 263.

При опробовании верейских отложений в процессе бурения скв. 20, 31, 33, 35, 40, 242, 244 и 250 притока не получили, из скв. 225, 227, 237 и 241 - фильтрат бурового раствора с пластовой водой.

Промышленная нефтеносность установлена на Аспинском и Красногорском куполах. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована на Красногорском куполе, район скв. 151 – получены 2 представительных образца (скв.151), еще 3 образца имеется из водяной части (скв.40). На Аспинском куполе керном представлена водонасыщенная часть пласта (скв.263).

Пласт сложен известняками биоморфными, фораминиферово-детритовыми известняками и известняковыми раковинными песчаниками.

Пласт C2vr (В3В4)

Залежи нефти приурочены к Аспинскому (район скв. 111) и Красногорскому (район скв. 151) куполам.

На Аспинском куполе ВНК принят, как и ранее на абс. отметке -893.2 м по нижней границе интервала перфорации 1165.0 - 1172.0 (-886.1 -893.0) м, с учетом проницаемого прослоя в скв. 201, при испытании которого получен промышленный приток нефти дебитом 6.7 т/сут.

В скважине 124 в результате опробования из интервала -885.9 -893.9 м была получена пластовая вода, в предыдущем подсчете 2012 г. эта скважина не учитывалась при обосновании водонефтянного контакта.

В контуре залежи находятся 9 скважин. Залежь нефти по типу пластовая сводовая, ее размеры в границах принятого ВНК 1.2 ´ 1.8 км, высота 13.9 м.

Залежь в настоящее время не разрабатывается. Пробная эксплуатация верейской залежи осуществлялась скв. 201 с 11.1975 г. по 12.1977 г. и с 01.1981 г. по 12.1994 г.

На Красногорском куполе в контуре залежи находится только одна скважина 151.

При испытании в процессе бурения интервала 1105.0 – 1142.0 (-870.8 -907.8) м в скв. 151 получена нефть. Условный подсчетный уровень принят, как и ранее на абс. отметке -890.8 м по подошве нефтяного прослоя с учетом результатов испытания.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры 1.4 ´ 1.8 км, высота 10.6 м.

Залежь в настоящее время не разрабатывается.

Верхневизейско-башкирский карбонатный

нефтегазоносный комплекс

В 6 - 10 м от кровли башкирского яруса, выделяется проницаемый пласт Бш толщиной от 6.9 до 17.0 м, в среднем – 11.2 м. Пласт имеет повсеместное распространение, в скв. 2, 20 и 250 замещен плотными породами.

Эффективная часть пласта охарактеризована представительным керном на Красногорском куполе: нефтенасыщенная часть – единичными образцами из скв.151, водонасыщенная – из скв. 14, 40, 49 также немногочисленными определениями. На Аспинском куполе керн получен только из неэффективной части пласта.

Пласт сложен доломитами мелкозернистыми, тонко-мелкозернистыми неравномерно известковистыми, с реликтами фауны (в том числе окремнелыми).

Залежи нефти приурочены к Аспинскому (район скв. 111) и Красногорскому (район скв. 151) куполам.

Пласт C2b (Бш)

На Аспинском куполе (район скв. 111) в контуре залежи находятся семь скважин (скв. 30, 106, 107, 111, 123, 125 и 127).

Промышленная нефтеносность пласта Бш доказана результатами опробования через колонну в скв. 111, при перфорации интервала 1243.5-1246.5 (-915.8 -918.8) м получена нефть дебитом 5.2 т/сут и вода 3.8 м³/сут, удельного веса 1.05 г/см³. Положение кровли водонасыщенного коллектора отмечено в скв. 201 на абс. отметке -917.8 м, при опробовании скв. 201 из интервала перфорации с абс. отметок -911.7-919.7 м получена пластовая вода.

ВНК принят, как и ранее на абс. отметке -916.8 м по нижнему отверстию перфорации с учетом проницаемого прослоя скв. 111.

Залежь нефти по типу пластовая сводовая, ее размеры в пределах принятого ВНК 1.0 ´ 1.1 км, высота 10.3 м.

Залежь в настоящее время не разрабатывается. В период 2008 - 2014 гг. пласт разрабатывался одной скважиной (скв. 111). За период эксплуатации отмечалось постепенное снижение дебита жидкости и увеличение обводненности до максимальных значений 95 - 96 %.

На Красногорском куполе (район скв. 151) залежь пластовая водоплавающая.

В контуре залежи находится только одна скважина 151.

ВНК принят на абс. отметке -910.3 м по нижнему отверстию перфорации с учетом проницаемого прослоя в скв. 151, при испытании которого получен промышленный приток нефти дебитом 6.4 т/сут, интервал опробования в колонне 1141.0 – 1144.5 (-906.8 -910.3) м.

Размеры залежи в границах принятого ВНК 0.6 ´ 1.3 км, высота 2.6 м.

Залежь в настоящее время не разрабатывается. Пласт эксплуатировался с 1987 по 1993 гг. скважиной 151. В 1993 г. из-за высокой обводненности (81.8 %) и низкой продуктивности (по нефти – 0.06 т/сут, жидкости – 0.35 т/сут) скважину вывели из эксплуатации.

В разрезе тульского горизонта нижнекаменноугольных отложений прослеживаются четыре пласта Тл1-а, Тл1-в в терригенно-карбонатной пачке и Тл2-а, Тл2-бв терригенной пачке.

Пласт C1tl (Тл1-а)

Пласт залегает в кровле карбонатно-терригенной пачки тульского горизонта.

В 47 скважинах пласт Тл1-а замещен плотными породами.

К пласту приурочены четыре нефтяных залежи на Аспинском (районы скв. 15 и 111) и Красногорском (районы скв. 35 и 49) куполах.

В районе скв. 15 Аспинского купола пласт нефтеносен по геофизическим исследованиям, опробование не проводилось. В контуре залежи находятся две скважины 15 и 15_2 (Граф. 33). УПУ принят, как и ранее на абс. отметке -1249.1 м.

Залежь пластовая сводовая, размеры ее 1.3 ´ 0.6 км, высота 8.0 м.

Залежь не разрабатывается.

В районе скв. 111 Аспинского купола ВНК принят, как и ранее на абс. отметке -1242.4 м по подошве нефтяного прослоя в скв. 126. Нефтеносность залежи подтверждена результатами опробования в колонне в скв. 112, где из интервалов перфорации 1508.0 – 1510.0 (-1229.5 -1231.5) м и 1515.0 -1522.0 (-1236.4 -1243.4) м получена нефть дебитом 15 т/сут. При опробовании скв. 37 из интервала перфорации с абс. отметок -1245.2-1549.2 м получена пластовая вода.

В контуре залежи находятся 22 скважины.

Залежь пластовая сводовая литологически экранированная, ее размеры 2.4 х 1.2 км, высота – 21.9 м.

Залежь разрабатывается.

В скв. 19 Аспинского купола при опробовании в колонне в интервале 1482.0 – 1486.0 (-1252.8 -1256.8) м получена нефть дебитом 2.3 т/сут и пластовая вода 9.9 м³/сут. В разрезе пласта выделяется два проницаемых прослоя, нижний водонасыщен, из-за негерметичности колонны вода поступила из нижнего прослоя. Скважина как выполнившая свое геологическое назначение была ликвидирована по 1 категории (приказ № 96 от 10.07.1969 г.) Залежь этого купола не имеет промышленного значения, является неперспективной, как и в прошлом подсчете, запасы нефти постановке на баланс не предлагаются.

В районе скв. 545 Восточно-Аспинского купола залежь пластовая сводовая литологически экранированная, размеры залежи составляют 0.2 ´ 0.2 км. В контуре залежи находится только одна скважина 545, в которой выделен один нефтенасыщенный прослой толщиной 1.0 м. Залежь этого купола не имеет промышленного значения, является неперспективной, запасы нефти постановке на баланс не предлагаются.

На Восточно-Аспинском куполе в разрезе пласта скв. 549 выделен один проницаемый прослой толщиной 0.4 м, который по данным ГИС нефтенасыщенный. Залежь этого купола не имеет промышленного значения, является неперспективной, запасы нефти постановке на баланс не предлагаются и в дальнейшем не рассматривается.

В районе скв. 565 Восточно-Аспинского купола залежь пластовая сводовая литологически экранированная, размеры залежи составляют 0.6 ´ 0.3 км. В контуре залежи находится три скважины. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0.6 до 0.9 м. Залежь этого купола не имеет промышленного значения, является неперспективной, запасы нефти постановке на баланс не предлагаются и в дальнейшем не рассматривается.

В районе скв. 35 Красногорского купола залежь пластовая сводовая, размеры залежи составляют 1.0 ´ 0.7 км, высота – 3.8 м.

В контуре залежи находится только одна скважина 35.

УПУ принят, как и ранее на абс. отметке -1210.2 м. по данным ГИС с учетом результатов опробования. При испытании в колонне скв. 35 из интервала 1456.0 – 1461.0 (-1205.8 -1210.8) м получена безводная нефть дебитом 30.5 т/сут.

Залежь введена в разработку в 1980 г.

Залежь в районе скв. 49 Красногорского купола пластовая сводовая, размеры ее составляют 1.5 ´ 0.5 – 0.8 км, высота – 2.2 м. В контуре залежи находится только одна скважина 49.

УПУ принят, как и ранее на абс. отметке -1242.1 м по подошве нефтяного прослоя этой же скважины. При перфорации интервала 1469.6 – 1473.6 (-1239.1 -1243.1) м получена нефть дебитом 8.9 т/сут и пластовая вода 2.3 м³/сут.

В 1987 г. залежь введена в разработку скв. 49, в 1994 г. выведена из эксплуатации и ликвидирована.

Пласт C1tl (Тл1-в)

Пласт Тл1-в прослеживается по всему месторождению, выделяется в подошве карбонатно-терригенной пачки тульского горизонта.

Продуктивная часть пласта Тл1-в представительным керном не охарактеризована. Получены единичные образцы из скважин 11, 108, 263 Аспинского купола в плотной части. Это алевролиты неравномерно песчанистые, перемятые с аргиллитами углистыми и доломит микро-тонкозернистый глинистый, доломиты средне-мелко-, мелкозернистые, линзами окремнелые переходят в алевролиты неравномерно известковистые с ходами илоедов, с многочисленными глинистыми и углистыми прослойками.

К пласту приурочены две нефтяные залежи на Аспинском (районы скв. 15 и 114) куполе.

В районе скв. 15 Аспинского купола пласт нефтеносен по геофизическим исследованиям, опробование не проводилось. В контуре залежи находятся две скважины 15 и 15_2. УПУ принят, как и ранее на абс. отметке -1267.1 м.

Залежь пластовая сводовая, размеры ее 1.3 ´ 0.6 км, высота 8.1 м.

Залежь не разрабатывается.

В районе скв. 114 Аспинского купола условный подсчетный уровень принят, как и ранее на абс. отметке -1267.2 м по подошве нефтяного прослоя в скв. 116. Нефтеносность залежи подтверждена результатами опробования в колонне в скв. 123 и 134.

В контуре залежи находятся 19 скважин.

Залежь пластовая сводовая литологически и тектонически экранированная, ее размеры 2.4 х 1.0 км, высота – 32.7 м.

Залежь разрабатывается.

Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс

Комплекс включает в себя тульский, бобриковский и радаевский горизонты визейского яруса.

В результате проведенной детальной корреляции визейской терригенной толщи выделены пласты Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2 и Мл.

Пласт С1tl (Тл2-а)

Нефтенасыщенная часть пласта Тл2-а представлена керном на Восточно-Аспинском куполе (район скв. 226), Грядовом (районы скв. 53 и 241), Забродовском (скв. 228) и Хохлачевском (скв. 237), водонасыщенная часть – на Аспинском (скв. 263)и Восточно-Аспинском куполах.

К пласту приурочены пять нефтяных залежей на Аспинском (район скв. 111), Восточно-Аспинском (район скв. 226), Грядовом (районы скв. 53 и 241) и Хохлачевском (район скв. 237) куполах.

На Аспинском куполе (район скв. 111) в контуре залежи находятся 22 скважины (Граф. 39).

Промышленная нефтеносность пласта Тл2-а доказана результатами опробования через колонну в скв. 117, 123 и 126. В скв. 126 при перфорации интервала 1520.0-1223.0 (-1261.2 -1264.2), 1536.0 – 1541.0 (-1277.2 -1282.2) м получена нефть дебитом 53 т/сут, совместно с пластом Бб1. В скв. 117 из интервалов перфорации 1551.0-1554.0 (-1258.5 -1261.5), 1564.0-1573.0 (-1271.3 -1280.1), 1577.0-1582.0 (-1284.0 -1288.9) м получен приток нефти дебитом 40 т/сут совместно с пластами Тл2-б, Бб1 и Бб2. В скв. 123 из интервала перфорации 1501.0-1507.0 (-1236.5 -1242.4), 1507.5-1512.0 (-1242.9 -1247.4), 1516.0-1518.0 (-1251.3 -1253.3) м получен приток нефти дебитом 10.7 т/сут совместно с пластом Тл1-в.

ВНК принят, как и ранее на абс. отметке -1268.9 м по подошве нефтяного прослоя скв. 133. Положение кровли водонасыщенного коллектора отмечено в скв. 134 на абс. отметке -1269.5 м.

Залежь нефти по типу пластовая сводовая литологически и тектонически экранированная, ее размеры в пределах принятого ВНК 2.5 ´ 1.2 км, высота 25.2 м.

Залежь разрабатывается.

На Восточно-Аспинском куполе (район скв. 226) в контуре залежи находятся 32 скважины.

Промышленная нефтеносность пласта Тл2-а доказана результатами опробования через колонну в скв. 226, 234, 500_2, 505, 564 (Табл. 6.2).

ВНК принят на абс. отметке -1269.1 м:

- в скв. 505 приток нефти с водой получен с нижней дыры перфорации на абс. отметке  -1266.7 м;

- в скв. 560 подошва нефтенасыщенного коллектора по данным ГИС находится на абс. отметке – 1269.1 м.

- в скв. 565 подошва нефтенасыщенного коллектора по данным ГИС находится на абс. отметке – 1266.0 м.

- в скв. 547_2 подошва нефтенасыщенного коллектора находится на абс. отметке -1267.7 м, с абс. отметке -1269.2 м - водонасыщенный;

- в скв. 500_2 подошва нефтенасыщенного коллектора находится на абс. отметке -1265.6 м. При испытании в колонне с нижней дыры перфорации на абс. отметке -1265.9 м (-1265.6 м  с учетом границ коллектора) получена нефть дебитом 4.4 т/сут и вода дебитом 0.6 м³/сут;

Залежь пластовая сводовая литологически экранированная, ее размеры 3.2 х 1.1 км, высота – 2.2 м.

Залежь разрабатывается.

На Восточно-Аспинском куполе в разрезе пласта скв. 244 выделен один проницаемый прослой толщиной 1 м, который по данным ГИС нефтенасыщенный. В процессе бурения этой скважины пласт был опробован совместно с другими тульскими объектами, в результате чего получили фильтрат бурового раствора с нефтью. К этому пласту приурочена залежь нефти незначительных размеров, которая не имеет промышленного значения и в дальнейшем не рассматривается.

После предыдущего подсчета 2012 г. в пределах залежи пробурены новые скважины 402, 403 и 404, что позволило уточнить геологическое строение залежи с учетом сейсморазведочных работ. В скважине 402 по данным ГИС отсутствует коллектор, что привело к разделению ранее выделяемой единой залежи на две в районе скважины 53 и 242.

На Грядовом куполе (район скв. 53) в контуре залежи находятся 3 скважины (Граф. 39). Условный подсчетный уровень принят на абс. отметке -1277.3 м, по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС в скв. 403 и с учетом результатов опробования в колонне в скв. 53, из интервала перфорации 1567.5 - 1569.0 м (-1270.9 -1272.4), 1582.0 - 1584.0 (-1285.3 -1287.3), 1605.0 - 1606.0 (-1308.3 -1309.3) м совместно с пластами Тл2-б и Бб2 получен приток нефти с водой (Qн=9.5 т/сут, Qв=2.3 м³/сут).

Залежь пластовая сводовая литологически экранированная, ее размеры 0.7 х 0.5 км, высота – 8.5 м.

Залежь не разрабатывается.

На Грядовом куполе (район скв. 241) в контуре залежи находятся 8 скважин (Граф. 39). Промышленная нефтеносность пласта Тл2-а доказана результатами опробования через колонну в скв. 243 и 421. ВНК принят на абс. отметке -1286.4 м по подошве нефтяного прослоя в скв. 417.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры 2.1 х 0.7 км, высота – 27.6 м.

Залежь разрабатывается.

На Грядовом куполе в разрезе пласта скв. 242 выделен один проницаемый прослой толщиной 0.6 м, который по данным ГИС нефтенасыщенный.

Залежь литологически экранированная. Размеры 0.3 ´ 0.4 км.

Залежь купола не имеет промышленного значения, является неперспективной, запасы нефти постановке на баланс не предлагаются и в дальнейшем не рассматривается.

В районе скв. 228 Забродовского купола в контуре залежи находятся две скважины 83 и 228.

В процессе бурения скв. 228, пластоиспытателем были опробованы тульские отложения, в результате чего за 36 мин стояния на притоке получена смесь раствора с нефтью в объеме 0.25 м³. В скв. 83 из интервала перфорации 1504.0-1518.0 (-1284.5 -1298.5) получен приток нефти с водой (Qн=0.8 т/сут, Qв=3.8 м³/сут).

В связи с тем, что обе скважины получили непромышленные притоки, залежь этого купола не имеет промышленного значения, является неперспективной, запасы нефти предлагается списать.

На Хохлачевском куполе залежь вскрыта скв. 237.

При перфорации интервалов 1544.0 – 1545.5 (-1251.0 -1252.5) м и 1547.0 – 1549.0 (-1254.0 -1256.0) м получена нефть дебитом 8.4 т/сут и пластовая вода – 7.6 м³/сут. При освоении скважины обводнённость продукции составляет 43 %, источник поступления воды не установлен (заключения по РГД нет). Получение обводненной продукции из пласта возможно связано с близостью ВНК.

УПУ залежи принят, как и ранее на абс. отметке -1256.2 м по подошве нефтяного прослоя.

Залежь пластовая сводовая, размеры ее 0.8 ´ 0.4 км, высота 6.4 м.

Залежь разрабатывается.

Пласт С1tl (Тл2-б)

Нефтенасыщенная часть пласта представительным керном охарактеризована более полно на Аспинском (район скв.111), Восточно-Аспинском (район скв. 224+226), Грядовом куполах в районе скв. 241, и единичными образцами в районе скв. 53+242, хуже на Забродовском (скв. 228) куполе. Преобладают песчаники мелкозернистые и с примесью материала более крупной размерности, алевритистые, реже алевритовые, неравномерно глинистые и неравномерно слабо известковистые, меньше – алевролиты крупнозернистые песчанистые и песчаные слабо глинистые, представлен также песчаник разнозернистый алевритовый (несортированный) глинистый.

К пласту приурочено четыре нефтяных залежей на Аспинском (район скв. 111), Восточно-Аспинском (район скв. 244 + 226) и Грядовом (районы скв. 53 + 242 и 241) куполах (Граф. 42).

На Аспинском куполе (район скв. 111) в контуре залежи находятся 34 скважины (Граф. 42). Пласт Тл2-б опробовался в колонне в 18-ти скважинах, в основном, совместно с бобриковскими пластами. Водонефтяной контакт принят, как и ранее на абс. отметке -1294.0  м, по подошве нефтяного прослоя в скв. 105. Результаты испытаний и материалы ГИС остальных скважин не противоречат принятому ВНК.

Размеры залежи в пределах ВНК составляют 5.8 ´ 2.0 км, высота 43.8 м. Залежь пластовая сводовая литологически и тектонически экранированная.

Залежь разрабатывается.

На Восточно-Аспинском куполе (район скв. 244 + 226) в контуре залежи находятся 39 скважин.

Промышленная нефтеносность пласта Тл2-б доказана результатами опробования через колонну в скв. 244, 502, 505, 543, 555, 559. ВНК принят наклонным на абс. отметках -1283.5 – 1287.4 м по подошве нефтяного прослоя скв. 502 и по кровле водонасыщеного прослоя в скв. 552 (Табл. 6.2). Результаты испытаний и материалы ГИС остальных скважин не противоречат принятому ВНК.

Залежь пластовая сводовая литологически экранированная, ее размеры 3.9 х 2.1 км, высота – 29.1 м.

Залежь разрабатывается.

На Грядовом куполе (район скв. 53 + 242) в контуре залежи находятся 5 скважин (Граф. 42). ВНК принят на абс. отметке -1290.8 м с учетом результатов опробования в колонне в скважинах 402, 403 и по данным ГИС скв. 402 по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка, абс. отметка кровли водонасыщенного прослоя равна -1292.3 м.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры 2.5 х 0.4 км, высота – 4.6 м.

Залежь разрабатывается.

На Грядовом куполе (район скв. 241) в контуре залежи находятся 9 скважин (Граф. 42). ВНК по залежи предлагается принять, как и ранее на абс. отметке -1296.8 м по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС в скважине 243 и с учетом результатов испытания в колонне.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры 1.7 х 0.6 км, высота – 24.6 м.

Залежь разрабатывается.

В районе скв. 228 Забродовского купола в контуре залежи находится одна скважина 228 (Граф. 42). В процессе бурения скв. 228, пластоиспытателем были опробованы тульские отложения, в результате чего за 36 мин стояния на притоке получена смесь раствора с нефтью в объеме 0.25 м³. В связи с тем, что получили непромышленные притоки, залежь этого купола является неперспективной, запасы нефти предлагается списать.

На Хохлачевском куполе, в скв. 237 в разрезе пласта выделен один проницаемый прослой толщиной 0.6 м, который по данным ГИС нефтенасыщенный. В процессе бурения пласт был опробован совместно с другими тульскими объектами. В результате чего получили фильтрат бурового раствора с нефтью. По-видимому, к этому пласту приурочена небольшая залежь нефти, которая в отношении промышленной нефтеносности является неперспективной, поэтому в дальнейшем не рассматривается.

Пласт C1bb (Бб1)

Представительный керн из нефтенасыщенной части пласта Бб1 получен в скважинах Восточно-Аспинского (район скв. 226) и Хохлачевского (скв. 237) куполов – большинство определений, на Аспинском (район скв. 15) и Грядовом (район скв. 241) куполах пласт охарактеризован единичными образцами.

Пласт Бб1 имеет повсеместное распространение по площади, проницаем во всех скважинах за исключением скв. 40 и 123, где замещен плотными породами.

Промышленная нефтеносность установлена на Аспинском (районы скв. 111 и 15), Восточно-Аспинском (район скв. 226), Грядовом (районы скв. 53, 241 и 242) и Хохлачевском куполах по данным ГИС и результатам опробования в колонне.

В районе скв. 15 Аспинского купола пласт нефтеносен по геофизическим исследованиям и результатам опробования через колонну в скв. 15. В контуре залежи находятся две скважины 15 и 15_2 (Граф. 45).

ВНК принят, как и ранее на абс. отметке -1291.9 м).

Залежь пластовая сводовая, размеры ее 1.3 ´ 0.7 км, высота 4.6 м.

Залежь не разрабатывается.

На Аспинском куполе (район скв. 111) в контуре залежи находятся 30 скважин (Граф. 45).

Промышленная нефтеносность пласта Бб1 доказана результатами опробования в 23 скважинах.

ВНК принят на абс. отметке -1295.1 м по кровле водонасыщенного прослоя в скв. 120 в связи с низкой обеспеченностью остаточными запасами. Результаты испытаний и материалы ГИС остальных скважин не противоречат принятому ВНК.

Залежь нефти по типу пластовая сводовая литологически и тектонически экранированная, ее размеры в пределах принятого ВНК 4.3 ´ 1.8 км, высота 35.7 м (Табл. 6.1).

Залежь разрабатывается.

На Восточно-Аспинском куполе (район скв. 226) в контуре залежи находятся 30 скважин. Промышленная нефтеносность пласта доказана результатами опробования через колонну в скв. 225, 226, 500_2, 505, 549, 553, 556, 559, 561, 562, 564, 582.

ВНК принят наклонным на абс. отметках -1287.5 – 1295.7 м по подошве нефтяного прослоя скв. 225, 565 и по кровле водонасыщеного прослоя в скв. 244 (Табл. 6.2). Результаты испытаний и материалы ГИС остальных скважин не противоречат принятому ВНК.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры 4.0 х 2.1 км, высота 17.9 - 26.1 м.

Залежь разрабатывается.

На Грядовом куполе (район скв. 53) в контуре залежи находятся 4 скважины. Продуктивность отложений установлена только по данным ГИС, испытание в скважинах не проводилось.

Нефтенасыщенные пропластки вскрыты до абс. отметки – 1300.6 (скв. 404). Кровля водонасыщенных пропластков наблюдается с абс. отметки -1303.0 (скв. 402) (Табл. 6.2).  Предлагаем принять ВНК на абс. отметке -1302.8 м, как и в предыдущем отчете.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры 1.5 х 0.7 км, высота – 13.7 м.

Залежь не разрабатывается.

На Грядовом куполе (район скв. 241) в контуре залежи находятся 4 скважин (Граф. 45). Промышленная нефтеносность пласта доказана результатами опробования через колонну в скв. 411 при перфорации из интервала 1559.0 - 1562.0 (-1295.2 -1298.2 м) получена нефть с водой (Qн = 22.7 т/сут, Qв = 2.9 м³/сут).

ВНК принят наклонным на абс. отметках -1293.7 -1297.6 м по подошве нефтяного прослоя скв. 411 и по кровле водонасыщеного прослоя в скв. 415 (Табл. 6.2). Результаты испытаний и материалы ГИС остальных скважин не противоречат принятому ВНК.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры 1.1 х 0.5 км, высота – 20.7 м.

Залежь не разрабатывается.

Грядовой купол, район скважины 242. В контуре залежи находится только одна скважина 242.

При опробовании в колонне в скв. 242 при перфорации из интервала 1606.5 - 1608.5     (-1290.5 -1292.5 м) получена нефть дебитом 1.0 т/сут. УПУ по залежи предлагается принять, как и ранее на абс. отметке -1292.1 м, по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС в скважине 242 и с учетом результатов испытания в колонне.

Залежь пластовая водоплавающая. Размеры в пределах УПУ 0.5 ´ 0.3 км, высота – 1.3 м.

Залежь разрабатывается.

На Хохлачевском куполе залежь вскрыта скв. 237.

В контуре залежи находится одна скважина (Граф. 45). Нефтеносность пласта подтверждена опробованием через колонну в скв. 237 интервала 1571.0 – 1573.0 (-1278.0 -1280.0) м, в результате чего был получен приток нефти дебитом 2.1 т/сут.

УПУ залежи принят условно на абс. отметке -1281.8 м по подошве нефтяного прослоя.

Залежь пластовая сводовая, размеры ее 1.0 ´ 0.5 км, высота 11.8 м.

Залежь не разрабатывается.

Пласт C1bb (Бб2)

Продуктивный пласт Бб2 в нефтенасыщенной части освещен представительным керном на Восточно-Аспинском в районах скв. 226 и 244, Грядовом (район скв. 241) и Забродовском (район скв. 228) куполах; водонасыщенная часть представлена керном на Аспинском, Восточно-Аспинском, Грядовом и Забродовском (район скв. 228) куполах.

Пласт Бб2 имеет повсеместное распространение по площади, проницаем во всех скважинах за исключением скв. 106, 560, 562, где коллектора замещены плотными породами.

Промышленная нефтеносность установлена на Аспинском (район скв. 111), Восточно-Аспинском (район скв. 226 и 244), Грядовом (районы скв. 53 и 241) и Забродовском куполах по данным ГИС и результатам опробования в колонне.

На Аспинском куполе (район скв. 111) в контуре залежи находятся 23 скважины (Граф. 48).

Промышленная нефтеносность пласта Бб2 доказана результатами опробования в 14 скважинах (Прил_16). ВНК принят, как и ранее наклонным на абс. отметках -1282.9 (скв. 112) -1292.5 (скв. 133) м по данным интерпретации материалов ГИС с учетом результатов опробований (Граф. 48, Табл. 6.2).

При опробовании в колонне в скв. 136 из интервалов перфорации 1681.0-1683.0 (-1269.6 -1271.5), 1685.5-1689.0 (-1274.0 -1277.4), 1693.0-1702.0 (-1281.3 -1290.1) м получен приток нефти дебитом 52.8 т/сут совместно с пластами Тл2-б и Бб1. По данным ГИС самое низкое положение подошвы нефтенасыщенного коллектора отмечено в скв. 133 на абс. отметке -1292.5 м и самое высокое положение кровли водонасыщенного коллектора отмечено в скв. 112 на абс. отметке -1282.9 м (p_пл 1.8 Ом*м) (Табл. 6.2).

Анализируя распределение значений пористости и проницаемости по площади залежи, можно выделить три зоны. Наилучшими коллекторскими свойствами обладает северо-восточная часть залежи, что может отразиться на обводненности скважин этого района, при определенных условиях разработки залежи. В этой зоне, после двух лет эксплуатации пласта, пробурена скв. 112, в которой прослой с абс. отметки -1282.9 -1285.4 м по данным ГИС оказался обводненный, т. е. был вскрыт текущий ВНК. Несмотря на то что, этот прослой по гипсометрическому положению находится выше уровня ВНК, насыщение его принимаем по данным ГИС.

Залежь нефти по типу пластовая сводовая литологически и тектонически экранированная, ее размеры 3.7 ´ 1.0 км, высота 16.5 – 26.1 м (Табл. 6.1).

Залежь разрабатывается.

На Восточно-Аспинском куполе (район скв. 226) в контуре залежи находятся 5 скважин (Граф. 48).

Промышленная нефтеносность пласта доказана результатами опробования через колонну в скв. 226 и 556 (Табл. 6.2). ВНК принят на абс. отметке – 1291.9 м по подошве нефтяного прослоя в скв. 498 и по кровле водонасыщенного коллектора в скв. 557 на абс. отметке -1291.5 м (p_пл 3.5 Ом*м).

Залежь пластовая сводовая, ее размеры 1.1 х 0.3 - 0.6 км, высота – 11.8 м.

Залежь разрабатывается.

На Восточно-Аспинском куполе в скв. 244 пласт по данным ГИС нефтеводонасыщенный. При испытании в колонне интервала 1656.0 – 1657.5 (-1302.0 -1303.5) м получили нефть дебитом 5 т/сут и пластовую воду 2.5 м³/сут. Пластовая вода поступила из нижнего водонасыщенного прослоя (данные проведенного комплекса ГТМ). ВНК оставлен без изменений на абс. отметке -1304.7 м по подошве нижнего нефтяного прослоя (Граф. 20).

Залежь пластовая водоплавающая, размеры 0.4 ´ 0.4 км, высота 2.2 м.

Залежь не разрабатывается.

На Грядовом куполе (район скв. 53) в контуре залежи находятся 3 скважины (Граф. 48). В прошлом подсчете был принят УПУ на абс. отметке -1313.1 м. В настоящем отчете принят ВНК, как и ранее на абс. отметке -1313.1 м.

В скв. 53 при перфорации интервала 1607.5 – 1609.5 (-1310.7 -1312.7) м получена нефть дебитом 6.4 т/сут и пластовая вода 3.5 м³/сут. По геофизическим исследованиям пласт Бб2 интерпретируется как нефтяной до абс. отметки -1313.1 м, по подошве нижнего нефтяного прослоя в скв. 53 (Граф. 21). По данным ГИС самое высокое положение кровли водонасыщенного коллектора отмечено в скв. 402 на абс. отметке -1313.2 м (p_пл 3.6 Ом*м).

Залежь небольшая по размерам 1.5 ´ 0.5 - 0.3 км, высота – 4.9 м, по типу пластовая сводовая.

Залежь разрабатывается.

На Грядовом куполе (район скв. 241) в контуре залежи находятся 5 скважин (Граф. 48). Промышленная нефтеносность пласта доказана результатами опробования через колонну в скв. 241, 415 и 420. ВНК принят наклонным на абс. отметках -1306.5 -1310.8 м по подошве нефтяного прослоя скв. 415, 420 и по кровле водонасыщеного прослоя в скв. 241 (Табл. 6.2). Результаты испытаний и материалы ГИС остальных скважин не противоречат принятому ВНК.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры 1.6 х 0.6 км, высота – 24.9 м.

Залежь разрабатывается.

В районе скв. 228 Забродовского купола в контуре залежи находятся две скважины 83 и 228 (Граф. 48).

В скв. 228 при опробовании интервала 1615.0 – 1618.0 (-1300.9 -1303.9) м получена безводная нефть дебитом 25.0 т/сут на 5 мм штуцере. Нижний проницаемый прослой с абс. отметки -1309.6 м по данным ГИС водонасыщен. В скв. 83 Уинской площади, при перфорации интервала 1533.0 – 1536.0 (-1313.5 -1316.5) м получена нефть дебитом 2.5 т/сут и пластовая вода 10.7 м³/сут на 3 мм штуцере. Водонефтяной контакт принят наклонным на абс. отметках -1309.6 -1315.5 (по кровле воды в скв. 228 и подошве нефти скв. 83) (Граф. 21).

Залежь пластовая сводовая, размеры ее 1.4 ´ 0.9 км, высота 8.7 – 14.6 м.

Залежь разрабатывается.

Пласт С1rd (Мл)

Продуктивный пласт Мл слабо освещен керном. Представительным керном нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована на Аспинском куполе в районе скв. 15 и на Восточно-Аспинском в районах скв. 226 и 244, получены немногочисленные образцы.

Промышленная нефтеносность установлена на Аспинском (районы скв. 15 и 111), Восточно-Аспинском (районы скв. 226, 244 и 552) и Грядовом (район скв. 404) куполах по данным ГИС и результатам опробования в колонне (Граф. 51).

В районе скв. 15 Аспинского купола в контуре залежи находятся две скважины 15 и 15_2 (Граф. 51). Нефтеносность залежи подтверждена результатами опробования в колонне в скв. 15, где из интервалов перфорации 1548.0 – 1552.0 (-1317.4 -1321.4) м получена нефть дебитом 17.2 т/сут. УПУ принят, как и ранее на абс. отметке -1321.5 м (Табл. 6.2).

Залежь пластовая сводовая, размеры ее 1.4 ´ 0.8 км, высота 12.2 м.

Залежь не разрабатывается.

В районе скв. 111 Аспинского купола водонефтяной контакт принят, как и ранее наклонным на абс. отметках -1293.6 -1299.3 м. По данным ГИС самое низкое положение подошвы нефтенасыщенного коллектора отмечено в скв. 111 и 136 на абс. отметке -1299.3 м и самое высокое положение кровли водонасыщенного коллектора отмечено в скв. 123 на абс. отметке -1293.6 м (p_пл 3.2 Ом*м) (Табл. 6.2).

Нефтеносность залежи подтверждена результатами опробования в колонне в скв. 30, 125, 127, 111, 114_2, 135.

В контуре залежи находятся 18 скважин (Граф. 51).

Залежь пластовая сводовая литологически и тектонически экранированная, ее размеры 3.0 х 0.6 км, высота – 5.1 – 10.8 м (Табл. 6.1).

Залежь разрабатывается.

На Восточно-Аспинском куполе (район скв. 226) в контуре залежи находятся 11 скважин (Граф. 51).

Промышленная нефтеносность пласта доказана результатами опробования через колонну в скв. 226, 497, 498, 499, 501, 556, 557, 563. ВНК принят наклонным на абс. отметках – 1303.4 -1309.7 м по подошве нефтяного прослоя в скв. 501 и кровле водонасыщенного прослоя в 234 (Табл. 6.2).

Залежь пластовая сводовая литологически экранированная, ее размеры 2.4 х 0.8 км, высота – 9.2 – 14.8 м.

Залежь разрабатывается.

На Восточно-Аспинском куполе в скв. 244 ВНК принят на абс. отметке -1316.3 м, по данным ГИС и с учетом результатов испытания в этой скважине. При испытании в колонне интервала 1669.0 – 1672.0 (-1315.0 -1318.0) м получили нефть дебитом 1.4 т/сут и пластовую воду 25.4 м³/сут. Интервалом перфорации были захвачены два проницаемых прослоя, по промыслово-геофизическим данным, верхний толщиной 1 м - нефтяной, нижний – 1.2 м - водонасыщенный.

Залежь пластовая сводовая, размеры 0.3 ´ 0.3 км, высота 1.0 м.

Залежь не разрабатывается.

На Восточно-Аспинском куполе в скв. 552 (новая залежь) в контуре залежи находится одна скважина (Граф. 51). 

Нефтеносность пласта подтверждена опробованием через колонну в скв. 552 интервала 1756.0 – 1758.0 (-1322.7 -1324.5), 1760.0 – 1762.0 (-1326.3 -1328.1), 1763.0 – 1765.5 (-1329.0 -1331.3) м в результате чего был получен приток нефти с водой (Qн = 26.5 т/сут, Qв = 3.8 м³/сут). УПУ залежи принят на абс. отметке -1331.2 м по подошве нефтяного прослоя.

Залежь пластовая сводовая литологически экранированная, размеры ее 1.0 ´ 0.5 км, высота 8.5 м.

Залежь не разрабатывается.

На Грядовом куполе (район скв. 404 – новая залежь) в контуре залежи находится одна скважина (Граф. 51). Промышленная нефтеносность пласта доказана результатами опробования через колонну в скв. 404. УПУ принят на абс. отметке -1319.1 м по подошве нефтяного прослоя в скв. 404 (Граф. 19).

Залежь пластовая сводовая, ее размеры 0.7 х 0.5 км, высота – 2.3 м.

Залежь не разрабатывается.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный

нефтегазоносный комплекс

Пласт С1t (Т)

Представительными образцами продуктивный турнейский пласт охарактеризован на Аспинском куполе, в районе скв. 111 (новыми скв. 112_2 и 138_2) и Забродовском куполе, район скв. 228.

Промышленная нефтеносность установлена на Аспинском (район скв. 15 и 111), Забродовском (район скв. 228) и Красногорском (район скв. 35) куполах (Граф. 54).

В районе скв. 15_2 Аспинского купола (новая залежь) пласт нефтеносен по геофизическим исследованиям и результатам опробования через колонну в скв. 15_2. В контуре залежи находится одна скважины (Граф. 54).

УПУ принят на абс. отметке -1320.1 м (Табл. 6.2). В скв. 15_2 из интервала перфорации 1702.0 – 1704.0 (-1312.7 -1314.3), 1707.0 – 1711.0 (-1316.8 -1320.0) получен приток нефти с водой (Qн = 8.3 т/сут, Qв = 1.5 м³/сут). По данным ГИС положение подошвы нефтенасыщенного коллектора отмечено на абс. отметке -1320.1 м (p_пл 104.2 Ом*м) и положение кровли водонасыщенного коллектора отмечено на абс. отметке -1327.2 м (p_пл 73.7 Ом*м) (Табл. 6.2).

Залежь пластовая массивная, размеры ее 0.9 ´ 0.4 км, высота 6.9 м.

Залежь не разрабатывается.

На Аспинском куполе (район скв. 111 – новая залежь) в контуре залежи находятся 26 скважин (Граф. 54).

Промышленная нефтеносность пласта Т доказана результатами опробования в 7 скважинах (Прил. 16).

ВНК предлагается принять на абс. отметке -1319.6 м по подошве нефтяного прослоя скв. 111_2 (Табл. 6.2). Результаты испытаний и материалы ГИС остальных скважин не противоречат предлагаемому ВНК.

Залежь нефти по типу залежь пластовая сводовая литологически и тектонически экранированная, ее размеры в пределах принятого ВНК 3.8 ´ 1.3 км, высота 25.2 м (Табл. 6.1).

Залежь не разрабатывается.

В районе скв. 228 Забродовского купола в контуре залежи находится одна скважина (Граф. 54).

В скв. 228 был опробован в колонне интервал 1645.5 – 1652.0 (-1331.0 -1337.4) м в результате чего получен приток нефти 14.5 т/сут. ВНК принят по нижнему отверстию перфорации с учетом проницаемого прослоя на абс. отметке -1336.6 м.

Залежь пластовая массивная, размеры ее 1.3 ´ 0.8 км, высота 8.5 м.

Залежь не разрабатывается.

В районе скв. 35 Красногорского купола залежь пластовая массивная, размеры залежи составляют 2.7 ´ 0.8 км, высота – 22.7 м.

В контуре залежи находится только одна скважина 35 (Граф. 54).

В скв. 35 перфорирован интервал 1530.0 – 1536.0 (-1279.8 -1285.8) м, приток нефти составил 15.4 т/сут. ВНК принят на абс. отметке -1302.0 м по нижнему отверстию перфорации с учетом проницаемого прослоя этой скважины.

Залежь не разрабатывается.

Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс

Согласно детальной корреляции в девонских терригенных отложениях Аспинского месторождения выделены проницаемые пласты Д0, Д1.

Терригенные отложения девонского нефтегазоносного комплекса месторождений Башкирского свода имеют тенденцию к литологической невыдержанности и ухудшению коллекторских свойств как по площади, так и по разрезу. Литолого-фациальная изменчивость отложений предопределяет формирование сложно построенных литологических, стратиграфических и других видов ловушек.

Пласт D3tm (Д0)  

Нефтенасыщенная часть пласта Д0 представительным керном не охарактеризована. Водонасыщенная часть пласта представлена керном на Аспинском куполе. Немногочисленные образцы с кондиционными определениями получены в скв. 33 и 37. Это песчаники мелкозернистые неравномерно алевритистые, прослоями глинистые и с тонкими прослойками глины.

Промышленная нефтеносность установлена на Аспинском (районы скв. 8 и 30) и Красногорском (район скв. 49) куполах (Граф. 57).

В районе скв. 8 Аспинского купола локализовалась небольшая залежь нефти, с запада ограниченная тектоническим нарушением. В контуре залежи находится одна скважины – скв. 8 (Граф. 57).

УПУ принят на абс. отметке -2025.7 м по подошве нефтяного прослоя и результатам испытания в колонне этой скважины, давшей приток нефти из интервала 2222.0 – 2226.0 (-2022.7 -2026.7) м дебитом 3.2 т/сут.

Залежь тектонически экранированная, размеры ее 0.4 ´ 0.7 км, высота 2.4 м.

Залежь разрабатывается.

В районе скв. 11 Аспинского купола в контуре залежи находится одна скважины. По результатам двухкратого опробования через колонну (02.11.2014 г., 06.11.2014 г.) в скв. 11 получена пластовая вода. (Граф. 57).

В связи с тем, что получили непромышленные притоки, залежь этого купола не имеет промышленного значения, является неперспективной и в дальнейшем запасы нефти предлагается списать.

В районе скв. 16 Аспинского купола выделена небольшая залежь, с запада ограниченная разрывным нарушением. Залежь пластовая сводовая тектонически экранированная, размеры ее 0.2 ´ 0.8 км. По результатам испытания в процессе бурения этой скважины, за 42 мин получено 0.7 м³ нефти.В связи с тем, что получили непромышленные притоки, залежь этого купола не имеет промышленного значения, является неперспективной и предлагается к списанию.

В районе скв. 17 Аспинского купола приурочена небольшая залежь нефти, установленная по данным ГИС. При опробовании девонских отложений в процессе бурения этой скважины получена смесь фильтрата с пластовой водой и пленкой нефти. Разведочная скв. 17 не давшая приток нефти, была ликвидирована по 1 категории (приказ № 54 от 17.04.69 г). По действующей технологической схеме разработки, разбуривание этого района не намечается, ввиду бесперспективности. Поэтому залежь этого купола не представляет интереса и в дальнейшем не рассматривается.   

В районе скв. 30 Аспинского купола в контуре залежи находятся две скважины (Граф. 57).

УПУ принят на абс. отметке -2015.7 м по данным ГИС и результатам испытаний в колонне скв. 30 (Граф. 22). При перфорации интервала 2242.0 – 2246.0 (-2011.8 -2015.3) м получена безводная нефть дебитом 14.5 т/сут на 3 мм штуцере.

Залежь тектонически экранированная, размеры ее 3.0 ´ 2.0 км, высота 5.1 м.

Залежь не разрабатывается.

В районе скв. 53 Грядового купола в контуре залежи находится одна скважина (Граф. 57). Размеры залежи 0.5 ´ 0.5 км. По результатам испытания в процессе бурения скв. 53 получена 40 литров нефти за 80 минут из девонских отложений. При перфорации интервала 2317.0 – 2323.0 (-2018.9 -2024.8) м притока не получено.

В связи с тем, что получили непромышленные притоки, залежь этого купола не имеет промышленного значения, является неперспективной и запасы нефти предлагается списать.

В районе скв. 49 Красногорского купола залежь имеет сложную конфигурацию и в контуре залежи находится две скважины (Граф. 57).

Промышленную нефтеносность залежи подтвердили результаты испытания в колонне интервала 2243.0 – 2247.0 (-2012.1 -2016.1) м скв. 49, где был получен приток нефти дебитом 20.3 т/сут. Также нефть была получена при опробовании девонских отложений в процессе бурения скв. 151. ВНК принят на абс. отметке -2016.2 м по нижнему отверстию перфорации с учетом проницаемого прослоя скв. 49.

Залежь пластовая сводовая литологически и тектонически экранированная, размеры 4.7 ´ 1.1 км, высота 4.4 м.

Залежь не разрабатывается.

Пласт D3ps (Д1)

Пласт Д1освещен керном слабо. Представительный керн получен на Красногорском куполе в скв. 151, нефтенасыщенную часть характеризуют единичные образцы.

В разрезе пашийского горизонта прослеживается продуктивный пласт Д1. Отложения этого возраста сложены преимущественно плотными песчано-аргиллитовыми породами, исключение составляют скв. 16, 31, 49, 151, 226 и 241.

Залежь нефти установлена на Красногорском поднятии в районе скв. 151. В контуре залежи находится одна скважина (Граф. 60). УПУ принят по подошве нефтяного прослоя на абс. отметке -2013.6 м. При перфорации интервала 2240.5 – 2243.0 (-2005.7 -2008.2) в скв. 151, получена безводная нефть дебитом 10.3 т/сут.

Залежь пластовая сводовая литологически экранированная, размеры ее 1.0 ´ 0.7 км, высота 7.4 м.

Залежь не разрабатывается.

Источник: Пересчет запасов углеводородного сырья Аспинского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017. Каракуша Г.Г., Мулькова Л.Г., Щеребенёв А.В., и др. 2020

Следующее Месторождение: Центральное